Тампонажный состав для изоляции водогазовых притоков в нефтяных нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах


 


Владельцы патента RU 2559997:

Апасов Гайдар Тимергалеевич (RU)
Апасов Тимергалей Кабирович (RU)
Абдурахимов Низамидин Абдурахимович (UZ)

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.

 

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.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы и алюмохлорида в качестве отвердителя [а.с. № 1763638 СССР, МПК E21B 33/138, опубл. 23.09.92]. Известный состав имеет следующие недостатки: короткий срок отверждения при 25°C (до 90 мин), что не позволяет применять его в условиях высоких пластовых температур (40-100°C); значительная усадка твердого камня, обусловленная применением высоких концентраций отвердителя - раствора алюмохлорида (до 50 мас.%), содержащего 70% воды, не участвующей в отверждении смолы и выделяющейся из нее при отверждении.

Известен полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, газовых низкотемпературных скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы и нитрилтриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в качестве кислотного отвердителя [RU №2439119 C2, МПК C09K 8/44 (2006. 01), опубл. 10.01.2012].

Недостатком известного тампонажного состава является то, что сроки схватывания и загустевания смеси ограничены в температурном диапазоне от 20 до 55°C, но более 70% случаев газоводопритоки в скважинах имеются при температурах от 56 до 120°C.

Наиболее близким по технической сущности является полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения, содержащий карбамидоформальдегидную смолу (КФС), кислотный отвердитель и растворитель [а.с. 1620610 СССР, МПК E21B 33/138, опубл. 15.01.1991]. В качестве кислотного отвердителя используют аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди, в качестве растворителя кислотного отвердителя используют воду, кроме этого состав дополнительно содержит наполнитель сульфат бария, при следующем соотношении компонентов, масс.%: карбамидоформальдегидная смола - 50,0; аддукт полиэтиленимина и меди сернокислой - 0,5-2,0; барит - 48,0-49,5; вода - остальное.

Известный полимерный тампонажный состав обладает регулируемыми сроками схватывания и загустевания в интервале температур 80-120°C. При давлении 5-80 МПа происходит значительное (до 26,6-73,4%) расширение раствора. Камень на основе КФС обладает высокой прочностью, коррозионной стойкостью, низкой газопроницаемостью. Состав можно использовать для изоляции зон поглощений бурового раствора, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков.

Недостатками известного полимерного тампонажнного состава является дефицит кислотного отвердителя - аддукта полиэтиленимина, который не является товарным продуктом, а синтезируется в лабораторных условиях. Для его синтеза требуется дорогостоящее сырье - полиэтиленимин, растворители - диметилформамид, ацетон. Синтез отвердителя в лаборатории не гарантирует постоянства его состава, времени отверждения смолы КФС и качества образующегося твердого полимера. Кроме того, известный полимерный тампонажный состав по своим свойствам может использоваться только в узком температурном диапазоне от 80 до 120°C. Таким образом, этот состав не обладает свойствами, позволяющими использовать его для ремонтно-изоляционных работ в широком диапазоне температур от 56 до 120°C.

Таким образом, в настоящее время возникает проблема необходимости создания тампонажного состава с подбором эффективного отвердителя без перечисленных недостатков с использованием отвердителя из широко доступного сырья, не дорогого, безопасного в использовании, обеспечение свойств состава, позволяющих широко использовать его для ограничения водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ при пластовых скважинных условиях в диапазоне температур от 56 до 120°C.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в увеличении температурного диапазона применяемого тампонажного состава, повышении его прочности и возможности регулирования плотности.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном полимерном тампонажном составе для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах, включающим карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель, особенностью является то, что в качестве кислотного отвердителя используют 30% водный раствор меди сернокислой, а в качестве наполнителя для повышения прочности и регулирования плотности применяют инертный наполнитель, при следующем соотношении компонентов, масс. %: карбамидоформальдегидная смола - 50; указанный раствор меди сернокислой - 0,5-3,0; инертный наполнитель - 49,5-47,0.

Заявляемый тампонажный состав включает доступный безопасный отвердитель, причем его прочность не снижается, а наоборот повышается за счет возможности использования доступных инертных наполнителей с регулированием его плотности. Использование в качестве отвердителя 30% водного раствора меди сернокислой (ОВТ) позволяет полученному составу (ПТС) использовать его для водогазоизоляционных работ в диапазоне пластовых температур от 56 до 120°C. Добавление к тампонажному составу инертных наполнителей, таких как древесная мука, барит, древесные опилки, асбест, крахмал, декстрин, рисовая шелуха, фосфогипс, повышают прочность и регулируют плотность (в зависимости от наполнителя - повышается или понижается).

Применяемая карбамидоформальдегидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию по ГОСТ 14231-88, марка КФ-Ж. Применяемый отвердитель - медь сернокислая (медный купорос) ГОСТ 19347-99, химическая формула: CuSO4*H2O. Медь сернокислая представляет собой кристаллы синего цвета, неприятного металлического вкуса. На воздухе несколько выветривается, хорошо растворима в воде и разбавленном спирте, нерастворима в абсолютированном спирте, водные растворы имеют слабокислую реакцию.

Инертные наполнители обычно представляют собой тонкоизмельченные материалы, добавляемые в сырье для придания изделиям ценных свойств: прочности, крепости, компактности, изменения плотности, сопротивления истиранию, большего или меньшего веса (отяжелители и легковесные наполнители), сыпучести, большей или меньшей влагоемкости и др. Они обычно инертны и не вступают в реакции с компонентами основной смеси.

Состав и свойства предлагаемого полимерного тампонажного раствора и камня в сравнении с известным прототипом, в табл.1.

Из приведенной таблицы видно, что температурный диапазон предлагаемого состава увеличился по сравнению с прототипом и составил от 56 до 120°C, время начала загустевания (потеря подвижности) составила от 40 минут до 4 часов, что является приемлемым для РИР, прочность и расширение в объеме при повышении температуры соответствует требованиям к аналогичным изоляционным материалам.

Сравнение предлагаемого тампонажного полимерного состава с прототипом показало наличие нового качественного и количественного тампонажного состава с использованием в качестве кислотного отвердителя меди сернокислой.

Практический пример использования предлагаемого полимерного тампонажного состава в скважине 13801 Самотлорского месторождения, в которой в интервале 1819-1824 м по геофизическим данным обнаружена негерметичность в 146-мм эксплуатационной колонне. Температура в интервале негерметичности составила 60°C. При проверке приемистость негерметичности составила 140 м3/сут при давлении 10 МПа, цементный раствор в таких условиях закачать невозможно, поэтому предложено использовать полимерный тампонажный состав на основе КФС. Для проведения изоляционных работ в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 было приготовлено 1 м3 тампонажного состава в следующей последовательности: из бочек перекачали 0,9 м3 смолы КФС, в нее добавили 80 кг древесной муки в качестве наполнителя, смесь тщательно перемешали насосом; далее в приготовленную смесь добавили 30 литров водного раствора отвердителя меди сернокислой. Приготовленный тампонажный состав первоначально закачали в насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные на глубину 1810 м, при открытом затрубном пространстве, далее в НКТ закачали 4,4 м3 продавочной жидкости при давлении 10 МПа, далее закрыли затрубную задвижку и продавили 1 м3 тампонажного состава в интервал негерметичности с расчетом оставления тампонажного стакана в колонне на глубине 1810 м. Произвели срезку обратной промывкой и подняли НКТ до глубины 1740 м и оставили скважину на затвердевание на 8 часов. После определили «голову» стакана затвердевшего тампонажного состава на глубине 1815, разбурили стакан, в интервале 1815-1824 м, опрессовали эксплуатационную колонну давлением 10 МПа, установили герметичность. Скважину после РИР освоили и запустили в работу.

Таким образом, предлагаемый тампонажный полимерный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении скважин, в том числе по ограничению водогазопритоков с отключением высокопроницаемых водоносных интервалов пластов методами глубокого блокирования, основанными на закачивании больших объемов изоляционных материалов.

Использование предлагаемого состава обеспечит качество, повышение эффективности РИР за счет регулирования времени его отверждения в широком диапазоне изменения пластовых температур от 56 до 120°C и увеличение прочности тампонажного камня с выбором оптимальной плотности.

1. Полимерный тампонажный состав для изоляции водогазопритоков в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах, включающий карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, наполнитель, отличающийся тем, что в качестве кислотного отвердителя используют 30% водный раствор меди сернокислой, а в качестве наполнителя для повышения прочности и регулирования плотности применяют инертный наполнитель, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

карбамидоформальдегидная смола 50
указанный раствор меди сернокислой 0,5-3,0
инертный наполнитель 47,0-49,5

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве инертного наполнителя используют древесную муку или древесные опилки, или асбест, или крахмал, или декстрин, или рисовую шелуху, или фосфогипс, или кварцевый песок, или андезит.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

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°.

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.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Способ ограничения водопритока в скважине включает закачку в пласт водорастворимого полимера и солей. Предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в 100 мас.ч. пресной воды с температурой 18-25°C в следующем порядке: 0,01-2,0 мас.ч. калия хлористого, 0,1-0,6 мас.ч. натрия тиосульфата, 0,4-0,6 мас.ч. водорастворимого полимера акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9, 0,1-0,12 мас.ч. натрия бихромата. Закачивают гелеобразующий состав в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м3 каждый и с расходом 100-200 л/мин. Причем пресную воду каждого цикла доводят до pH=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной. Далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла. Техническими результатом является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах и увеличение продолжительности эффекта от ремонтных работ. 3 пр., 1 табл. .
Наверх