Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины



Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины
Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины

 


Владельцы патента RU 2564323:

Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 50,0-95,0, сополимеризатор 4,5 - 45,0, растворитель 0,5 - 20,0 и инициатор полимеризации 0,5-3,0. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности изоляции водопритока, улучшение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение контролируемости процесса закачки состава в скважину, расширение температурного диапазона применения состава. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 20 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Известны составы для изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (Ивачев Л.И. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. М., Недра 1989. С. 156).

Недостатком известных способов изоляции являются температурные ограничения по их использованию ввиду быстрых сроков отверждения составов.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине на основе карбамидоформальдегидной смолы и алюмохлорида в качестве отвердителя (авторское свидетельство №1763638, МПК Е21В 33/138).

Недостатком известного состава является 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. Также недостатком известного состава изоляции являются температурные ограничения по их использованию ввиду быстрых сроков отверждения составов.

Известен полимерный тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах на основе карбамидоформальдегидной смолы, кремнефтористой кислоты или ее натриевой соли, смеси спирта из группы С-С4 с водой или воды (патент РФ №2167267, МПК Е21 В 33/138).

Недостатками известного полимерного тампонажного состава являются низкие прочностные характеристики формируемого полимерного камня, необходимость применения разных отвердителей для “холодных” и “горячих” скважин, следствием чего являются температурные ограничения в применении состава.

Известен состав (патент РФ №2426866, МПК E21B33/138), включающий карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель и наполнитель.

Недостатком известного состава является недостаточная обоснованность выбора отвердителя, который вопреки заявленным задачам изобретения по снижению коррозионной активности за счет разработки способа некислотного отверждения карбамидоформальдегидной смолы все равно является кислотным; ограниченность температурного интервала применения состава (не более 60°С); наличие дисперсного наполнителя, что снижает применимость состава по проницаемости.

Известен полимерный тампонажный состав (патент РФ №2248441, МПК E21B33/138), включающий карбамидоформальдегидную смолу, гидролизующийся отвердитель, препарат поверхностно-активный и растворитель.

Недостатком известного состава является наличие в составе воды, что приводит к усадке образующегося тампонажного материала, а также наличие в составе токсичного хлорорганического соединения (продукт 119-204).

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины (патент РФ №2348674, MПK C09K 8/512), содержащий карбамидоформальдегидную смолу, поверхностно-активное вещество (ПАВ), натуральный или синтетический каучук, инициатор полимеризации и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- карбамидоформальдегидная смола- 20,0-70,0;

- ПАВ или их смесь - 0,5-4,0;

- натуральный или синтетический каучук или их смесь - 0,05-50,0;

- инициатор полимеризации - 0,5-10,0;

- вода - остальное.

Недостатком известного состава являются низкие сроки отверждения состава при температурах свыше 40°С, что сужает температурный интервал применения состава, создает риски преждевременного отверждения при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах; усадка образующегося тампонажного материала вследствие использования для отверждения состава гидроксохлористого алюминия, содержащего значительные количества воды.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава для изоляции и ограничения водопритока за счет улучшения технологических параметров закачиваемого и отвержденного тампонажного материала, расширение (до 1500С) температурного интервала применения, повышение управляемости и контролируемости процесса отверждения карбамидоформальдегидной смолы.

Поставленная задача достигается тем, что состав для изоляции и ограничения водопритоков в скважины содержит карбамидоформальдегидную смолу, сополимеризатор, растворитель и инициатор полимеризации, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- смола карбамидоформальдегидная - 50,0-95,0;

- сополимеризатор- 4,0-45,0;

- растворитель- 0,5-20,0;

- инициатор полимеризации- 0,5-5,0.

В качестве карбамидоформальдегидной смолы может использоваться любая смола, представляющая собой продукт поликонденсации карбамида с формальдегидом, например марок «КФЖ» (ГОСТ 14231-80), «КФМТ-15» (ТУ 6-06-12-88), «Резойл К-1» (ТУ 2221-637-55778270-2004). Применяемая карбамидоформальдегидная смола представляет собой однородную белого цвета суспензию. После смешения карбамидоформальдегидной смолы с другими компонентами состава через определенное время происходит отверждение состава с образованием твердой резиноподобной непроницаемой тампонажной массы.

В качестве сополимеризатора может использоваться этилсиликат, тетраэтоксисилан, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) или ее натриевая соль - натрий-карбоксиметилцеллюлоза (Na-карбоксиметилцеллюлоза), например КМЦ марок КМЦ-250, КМЦ-350, КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, поливинилацетат и его эмульсия в воде, крахмал, поливиниловый спирт, сополимеры винилацетата и винилового спирта. Введение сополимеризаторов позволяет гибко регулировать структурно-механические свойства образующейся тампонажной массы, в зависимости от геолого-технической обстановки в конкретной скважине и требований к состоянию тампонажной массы.

В качестве растворителя используются кетоны, спирты, в том числе многоатомные, например этиленгликоль, низкомолекулярный полиэтиленоксид (полиэтиленгликоль), например марок ПЭГ-200, ПЭГ-300, ПЭГ-400, ПЭГ-600, а также их смеси. Введение растворителя позволяет регулировать как фильтрационные характеристики состава, так и сроки его отверждения, а также расширяет температурный интервал применения состава до 150°С.

В качестве инициатора полимеризации используются водные растворы органических и неорганических кислот, например соляной, сульфаминовой, уксусной, лимонной, щавелевой, акриловой с массовой концентрацией от 1 до 20%. Использование растворов различных кислот с различной концентрацией позволяет гибко регулировать уровень рН, необходимый для отверждения состава в зависимости от конкретных геолого-технических условий, в частности температуры. Это позволяет достичь высокой степени контроля над поведением состава при проведении ремонтно-изоляционных работ, что повышает надежность и эффективность их проведения. Кроме того, возможность использования разбавленных растворов кислот позволяет существенно расширить температурный интервал применяемого состава до 150°С, что позволяет использовать карбамидоформальдегидную смолу для проведения ремонтно-изоляционных работ на высокотемпературных скважинах, что ранее было невозможно.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления изобретения.

Пример 1

В колбу поместили 100 г карбамидоформальдегидной смолы с вязкостью 21 с (при 20°C). Затем при работающей мешалке в колбу ввели 10,0 г водной дисперсии поливинилацетата. После растворения водной дисперсии поливинилацетата, продолжавшегося 5 мин, постепенно добавили 20 г полиэтиленгликоля и затем постепенно при перемешивании в течение 3 мин добавили 3,0 г 5% раствора соляной кислоты.

Полученную суспензию поместили в термошкаф с температурой 40°C и периодически наблюдали за изменением консистенции тампонажного состава. Время потери текучести определяли от момента смешения компонентов до момента потери подвижности по отсутствию смещения меникса при наклоне емкости с реакционной смесью. Время полного отверждения определяли по отсутствию продавливания тампонажного материала при нажатии иглой.

Потеря текучести наступила через 3 часа, а полное отверждение состава произошло за 12 часов, причем затвердевание образца происходило без усадки. Образовавшийся камень обладает удовлетворительными прочностными свойствами, высокой химической стойкостью в минерализованной воде.

Примеры 2-10

По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции и в интервале температур 20-150°C были установлены составы с приемлемыми для РИР режимами потери текучести и отверждения тампонажного камня. Приведенные в таблице данные показывают, что время перехода разработанного полимерного тампонажного состава в нетекучее состояние в интервале рабочих температур 20-150°C составляет от 2 до 8 ч, что является достаточным для приготовления композиции, закачки и ее продавки.

Полученные результаты приведены в таблице 1.

По методике, описанной в примере 1, готовили полимерные тампонажные композиции. При этом было установлено, что в интервале температур 20-150°C с содержанием компонентов за пределами установленного соотношения, они обладают либо неудовлетворительными прочностными качествами, либо приводят к неконтролируемому отверждению состава, либо, наоборот, к отсутствию отверждения состава (примеры 11 - 19).

Полученные результаты приведены в таблице 2.

Пример 20

Для проведения РИР в зоне нарушения эксплуатационной колонны, негерметичности цементного кольца или отключаемого пласта необходимое соотношение компонентов для приготовления тампонажного раствора выбирается в зависимости от температуры зоны изоляции. В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 приготавливают раствор в следующей последовательности операций: из емкости со смолой перекачивают ее необходимое количество, при постоянном перемешивании в нее добавляют сополимеризатор, растворитель и далее инициатор полимеризации. Перемешивание продолжают до образования однородной жидкости.

Приготовленный тампонажный состав по насосно-компрессорной трубе (НКТ) закачивают в зону нарушения, и скважина закрывается на 12 -24 часов для отверждения. Затем производится освоение и запуск скважины в эксплуатацию.

Таким образом, предлагаемый полимерный тампонажный состав соответствует качественным показателям, позволяющим применять его для проведения РИР при эксплуатации и бурении низкотемпературных скважин.

1. Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий карбамидоформальдегидную смолу и инициатор полимеризации, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сополимеризатор и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
смола карбамидоформальдегидная 50,0-95,0,
сополимеризатор 4,0 - 45,0,
растворитель 0,5 - 20,0,
инициатор полимеризации 0,5-5,0.

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимеризатора содержит этилсиликат, или тетраэтоксисилан, или карбоксиметилцеллюлозу, или ее натриевую соль - натрий-карбоксиметилцеллюлозу, в том числе КМЦ марок КМЦ-250, КМЦ-350, КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, или поливинилацетат, или его эмульсию в воде, или крахмал, или поливиниловый спирт, или сополимеры винилацетата, или сополимеры винилового спирта.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя содержит кетоны или спирты, в том числе многоатомные, такие как этиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленоксид марок ПЭГ-200, ПЭГ-300, ПЭГ-400, ПЭГ-600, или их смеси.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве инициатора полимеризации содержит водные растворы органических и неорганических кислот, в том числе соляной, или сульфаминовой, или уксусной, или лимонной, или щавелевой, или акриловой с массовой концентрацией от 1 до 20%.



 

Похожие патенты:

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.
Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины включает спуск в скважину компоновки, содержащей пакер и бурильные трубы, посадку пакера, продавливание под пакер изолирующих материалов, проведение технологической выдержки для схватывания цемента, срыв пакера, контроль изоляции, подъем компоновки из скважины, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины.

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.

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах. Состав имеет следующий компонентный состав, в мас.%: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5,0-25,0, 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота - 5,0-25,0, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония - 5,0-20,0, метиловый спирт - 10-45, углеводородная фракция низкокипящих производства поликарбонатов - смесь низших спиртов - 20,0-45,0, вода - остальное. Состав является эффективным для ингибирования солеотложений сложного состава и обладает защитой от коррозии. 1 табл., 21 пр.
Наверх