Изобретение относится к горной промышленности, в частности к ремонту скважин, а именно к составам для изоляции интервала добычи нефти или газа от притока пластовых вод.
Известны составы на основе эпоксидных и фенольных смол, алигоорганоэтоксилхлорсилоксанов, например, ТМС, ТСЭ, ТСФ, ТСК (Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. М.: Недра, 1991).
Недостатком этих составов является уменьшение их объема в процессе полимеризации, что не исключает притока пластовой воды. По истечении нескольких месяцев их свойства изменяются так, что оптимальный ввод отвердителя колеблется в небольших пределах, ниже которого процесс полимеризации не происходит. При более высокой концентрации отвердителя материал полимеризуется в течение нескольких минут, что не позволяет довести его до интервала притока пластовых вод.
Известен также тампонирующий состав для закупорки водосодержащих пор пласта, содержащий полиуретановый клей КИП-Д 30-80% и растворитель (Зеленое масло 20-70%), а для повышения реакционной способности он дополнительно включает предельные углеводороды 2-10% от общего объема (А.С. СССР, 881303, Кл. Е 21 В 43/32).
Основным недостатком этого состава является то, что растворитель и предельные углеводороды не позволяют ему после отверждения обеспечить хорошую адгезию с обсадными трубами и горной породой. Кроме того, поскольку вода как регулятор процесса полимеризации не входит в его состав, то отверждение происходит только на границе контакта состава и воды в капиллярах или трещинах пласта. При создании депрессии он будет выдавливаться с последующим притоком воды.
Ближайшим из аналогов предложенного изобретения является состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации (патент Японии 4203192, опубл. 23.07.1982).
Цель изобретения - повышение качества изоляции в скважине интервала притока пластовых вод за счет улучшения адгезии состава с горными породами и обсадными трубами, а также ускорение процесса его приготовления и закачки в интервал изоляции.
Указанная цель достигается тем, что состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации, в качестве полиуретана содержит Компонент Поропласт плюс А-3017В, в качестве растворителя Полиэфир СГ-500, а в качестве регулятора процесса полимеризации - водный раствор электролита с содержанием солей не менее 300-350 г/литр, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Компонент Поропласт-плюс А-3017В по ТУ 2226-007-43161713-2000 - смесь полиэфирполиолов, изоционатов, стабилизаторов и катализаторов вспенивания выпускается под маркой "Компонент Поропласт-плюс А-3017В" (ТУ 2226-007-43161713-2000). Для регулирования вязкости и начала полимеризации состав содержит смесь полиэфирполиолов, гликолей и стабилизаторов вспенивания, выпускаемый под маркой "Полиэфир СГ-500" по ТУ 2226-008-43161713-2000. Для регулирования процесса полимеризации по всему объему в капиллярах и трещинах пласта состав содержит электролиты (например, водный раствор хлорида кальция, пластовую воду и др.) с содержанием солей не менее 300-350 г/литр. Для удаления полиуретана с оборудования закачивается растворитель, выпускаемый под маркой ДБА (ТУ226-004-43161713-99), представляющий собой трудногорючую прозрачную плохо растворимую в воде жидкость, состоящую из диаметилацетамида, бутилацетата и стабилизаторов.
Использование "Полиэфира СГ-500" позволяет регулировать вязкость полиуретановой композиции и при низких температурах окружающего воздуха. Данный растворитель также отмывает нефть и ее компоненты с насосно-компрессорных, обсадных труб и горных пород, хотя несколько дольше, чем растворитель марки ДБА. Изменяя количество растворителя и водного раствора электролита с высоким содержанием ионов, можно регулировать время начала полимеризации от десятка минут до нескольких часов. Это позволит доводить состав до интервала притока пластовых вод при различной глубине скважины и получать с хорошей адгезией прочный состав в трещинах и порах горных пород, а также в промытых каналах как между горной породой и цементным камнем, так и между цементным камнем и обсадной трубой. Состав при полимеризации увеличивается в объеме даже при забойном давлении в скважине. Он также обладает селективным воздействием - прочный состав образуется в водоносных пропластках, а в нефтеносных процесс полимеризации не происходит.
Приготовление состава в лабораторных условиях осуществляли следующим образом. В пробирку, в стеклянный или металлический стакан наливали композицию полиуретана и растворитель. После тщательного перемешивания тонкой струйкой добавляли техническую воду или электролиты: пластовую воду, водные растворы, например, хлорида кальция или хлорида натрия. С целью исключения поступления влаги из воздуха стаканы закрывали стеклом, а пробирки запаивали на газовой горелке и помещали в термостат. Начало полимеризации определяли по наклону стакана (пробирки) под углом 45°. Вязкость композиций определяли на капиллярных вискозиметрах.
Результаты испытаний и примеры предлагаемых составов в табл.1, 2, 3 и 4.
В качестве электролита в примере 2 используют водный раствор хлористого кальция с содержанием в нем 300 г/л хлористого кальция. В примерах 3 и 4 используют пластовую воду с содержанием солей 350 г/л.
В качестве регулятора процесса полимеризации для составов, приведенных в таблицах 2 и 3, применялся электролит - пластовая вода плотностью 1,17 г/см3 (содержание солей 350 г/литр) в количестве 5-20% (табл.2) и 15% (табл.3) масс. к смеси.
В табл.1 показано, что с ростом количества растворителя и температуры вязкость полиуретановой композиции уменьшается.
С увеличением концентрации электролита (табл.2) время полимеризации растет до определенного предела, а затем стабилизируется.
Как видно из табл.3, с ростом количества растворителя увеличивается время начала полимеризации, а с ростом температуры ускоряется процесс отверждения полиуретановой композиции. Однако при добавлении к полиуретану растворителя более 30% в процессе полимеризации выделяется его избыток.
Установлено также (табл.4), что чем выше плотность водного раствора электролита, тем больше время начала полимеризации.
Обобщенный анализ табл.1, 2, 3 и 4 и производственный опыт показывает, что композиция, состоящая по массе из 95-70% полиуретана, 5-30% растворителя и 5-15% электролита (водного раствора) с содержание солей 300-350 г/литр, позволит проводить изоляционные работы от притока пластовых вод из вышележащих и нижележащих водоносных горизонтов в скважинах с температурой от +20°С до +60°С при глубине 1000-2500 м при приемистости интервала изоляции 50-300 м3/сут. При более +80°С необходимо проводить охлаждение забоя скважины. При использовании вышеприведенного состава для изоляции притока пластовых вод в скважине его адгезия к горным породам и обсадным трубам возрастает на 15%.
При больших значениях приемистости необходимо в композицию вводить дополнительно инертные наполнители различного фракционного состава, не содержащие пресной воды, или их смешивать с водным раствором электролита.
На основании опытов также установлено, что при продавливании нефтью или растворителем безводной полиуретановой композиции в модель водоносного горизонта в нем не образуется монолитная система. При продавливании водой безводной полиуретановой композиции в модель нефтеносного горизонта отвердевший полиуретан получается только на границе с водой. При закачке полиуретановой композиции (полиуретан, растворитель и электролит) в модель продуктивного пласта процесс отверждения (полимеризации) происходит во всем объеме. Минимальное количество электролита плотностью 1,17 г/см3, необходимое для полимеризации во всем объеме, составляет 5% по объему. При вводе органических растворителей (нефть, бензин, соляровое масло и т.д.) в полиуретановую композицию после контакта с водой процесс полимеризации при атмосферном давлении во всем объеме не происходит, а углекислый газ, выделяющийся в процессе полимеризации, создает открытые отверстия в органической части композиции. При этом отсутствует адгезия к металлу и горной породе. Отвердевшую полиуретановую композицию испытывали в соляной кислоте (24% товарная форма) и в пластовой воде плотностью 1,17 г/см3. После выдержки в течение трех месяцев композиция сохранила свою эластичность, объем и упругость на разрыв.
В промысловых условиях наиболее наглядным доказательством успешности работы данного изоляционного состава в качестве примера может быть изоляция вышележащего обводнившегося Верейского горизонта Югомашевского месторождения Башкортостана.
Приготовление раствора предлагаемого состава на скважине №2661 осуществляли следующим образом. В емкость слили 190 литров растворителя СГ-500 и при непрерывной циркуляции цементировочным агрегатом ввели 630 кг полиуретана и 5% (по объему) пластовой воды плотностью 1,17 г/см3. После получения однородного состава полиуретановой композиции закачали насосом цементировочного агрегата в насосно-компрессорные трубы (НКТ) вначале 60 литров "Полиэфира СГ-500" (передний буфер), затем полиуретановую композицию и 100 литров смывки - "Растворитель ДБА". При открытой межтрубной задвижке пластовой водой плотностью 1,17 г/см3 довели до башмака НКТ "Полиэфир СГ-500", закрыли затрубное пространство и продавили их в зону притока пластовой воды с оставлением 40 м полиуретанового моста над кровлей Верейского горизонта. После полимеризации разбурили мост из отвердевшего состава, провели скребкование полиуретановой корки в обсадной колонне. В итоге была обеспечина полная изоляция водопритока в скважину. Проперфорировали нижний башкирский горизонт и получили приток безводной нефти. Скребкование полиуретановой корки оказалось недостаточным, т.к. забивались полиуретановым шламом клапана штанговых насосов. После пуска в работу винтового насоса скважина начала работать безводной нефтью в нормальном режиме.
Использование композиционных составов позволяет произвести отмыв нефти и ее продуктов в призабойной зоне скважины, получить набухающий эластичный с хорошей адгезией материал, стойкий к кислотам и пластовой воде для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод из ниже и выше залегающих водоносных горизонтов, а также для ликвидации негерметичности в обсадной колонне.
При прорыве пластовой воды по высокопроницаемому пропластку в продуктивном пласте данный композиционный состав не должен содержать электролита, т.к. будут заблокированы нефтесодержащие пропластки.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Полимерный состав для изоляции и укрепления горных пород | 2016 |
|
RU2641553C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ | 2004 |
|
RU2252311C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ИМПУЛЬСНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ | 2006 |
|
RU2310059C1 |
Двухкомпонентный полиуретановый состав для изоляции и упрочнения влажных пород | 2022 |
|
RU2803091C1 |
СЕЛЕКТИВНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 2013 |
|
RU2529080C1 |
СПОСОБ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1993 |
|
RU2057909C1 |
СПОСОБ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА | 2005 |
|
RU2306414C2 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА ИЛИ ГАЗОПРИТОКА ИЛИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ | 2002 |
|
RU2228437C2 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 2005 |
|
RU2301246C2 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ | 2007 |
|
RU2349731C2 |
Изобретение относится к горной промышленности, в частности к ремонту скважин. Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации, в качестве полиуретана содержит Компонент Поропласт плюс А-3017В, в качестве растворителя - Полиэфир СГ-500, а в качестве регулятора процесса полимеризации - водный раствор электролита с содержанием солей не менее 300-350 г/литр, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Компонент Поропласт плюс А-3017В 70-95, Полиэфир СГ-500 5-30, указанный водный раствор электролита 5-15 сверх 100%. Технический результат - повышение качества изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, ускорение процесса его приготовления и закачки состава. 4 табл.
Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации, отличающийся тем, что в качестве полиуретана он содержит Компонент Поропласт плюс А-3017В, в качестве растворителя - Полиэфир СГ-500, а в качестве регулятора процесса полимеризации - водный раствор электролита с содержанием солей не менее 300-350 г/л, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ | 2003 |
|
RU2231625C1 |
Способ изоляции притока пластовых вод | 1988 |
|
SU1609966A1 |
WO 9411461 А, 26.05.1994 | |||
JP 4203195 А, 23.07.1992 | |||
Сборный инструмент | 1982 |
|
SU1052351A1 |
Дисковый тормоз | 1973 |
|
SU499830A3 |
Авторы
Даты
2006-08-27—Публикация
2005-02-21—Подача