СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ Российский патент 2008 года по МПК C09K8/504 

Описание патента на изобретение RU2326922C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах.

Известен состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков, включающий кремнийорганическую жидкость и спиртосодержащий раствор [Патент РФ №2032068, 1995].

Одним из недостатков этого состава является низкая эффективность и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод в суперколлекторах, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды в этих коллекторах многократно возрастают.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах, включающий кремнийорганическую жидкость, поливиниловый спирт и алюмосиликатные микросферы [Патент РФ №2211306, 2003] при следующем соотношении компонентов, об.%:

гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость50,0водный раствор поливинилового спирта ++ алюмосиликатные микросферы50,0

Одним из недостатков этого состава является невозможность проведения работ по изоляции пластовых вод в низко- и среднепроницаемых коллекторах, т.к. геометрические размеры микросфер не позволяют закачать (задавить) состав в поровое пространство водонасыщенного коллектора.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах, вскрывших продуктивные пласты любой проницаемости.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке ремонтно-водоизоляционного состава, обеспечивающего изоляцию воды в коллекторах любой проницаемости и их закрепление в прискважинной зоне пласта (ПЗП), а также ликвидацию межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном ремонтно-водоизоляционном составе, включающем гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость, 10,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и алюмосиликатные микросферы, в отличие от прототипа состав для ремонтных работ в скважинах содержит 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н, а вместо алюмосиликатных микросфер - смесь микродура-«U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 (микродур «U» + гипохлорит кальция).

Соотношение компонентов в составе, об.%:

2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н50,0смесь микродура «U» (48,0 об.%) сгипохлоритом кальция Са(ClO)2 (2,0 об.%)50,0.

«Микродур» - это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество (ОТДВ) с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава. ОТДВ микродур производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. ОТДВ микродур в своей основе является гидравлическим минеральным вяжущим.

Технология изготовления микродура разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA-BAU GmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff AG» (Германия) и защищена Европейским патентом.

Выпускается четыре основные марки микродура, различающиеся по гранулометрическому составу: «X»≤6 мкм; «U»≤9,5 мкм; «F»≤16 мкм; «S»≤24 мкм.

Благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу водная суспензия микродура обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном водомикродурном отношении (В/М). Температурный режим при применении суспензий на основе микродура соответствует условиям применения обычных цементов. Микродур можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбомидной, фенолформальдегидной и др.). Стоимость суспензии на основе микродура соизмерима со стоимостью смол различных модификаций. Продукт отличается экологической чистотой.

Гипохлорит кальция (CaClO)2 служит для придания более высоких вяжущих свойств составу, усиления закупоривающего и закрепляющего эффекта, увеличения адгезионных характеристик к породе и металлу обсадных колонн.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для ремонтных работ в скважинах отличается от известного тем, что вместо гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости и 10,0%-ного водного раствора ПВС-В1Н он содержит 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н, а вместо алюмосиликатных микросфер содержит смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2.

В предлагаемом изобретении набор ингредиентов позволяет получить состав для ремонтных работ в скважинах с высокими технологическими параметрами при производстве работ по изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, закреплении обводнившихся коллекторов в ПЗП, а также ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн.

Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синэргетическое действие в данном составе позволяет за счет реакции полимеризации и отверждения в пластовых условиях образовывать закупоривающий поровое пространство водонасыщенного коллектора любой проницаемости материал, а также и в заколонном пространстве скважины при ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн.

Разработанный состав на основе водно-спиртовой суспензии микродура с гипохлоритом кальция можно применять для водоизоляции и крепления коллекторов любой проницаемости, а также для ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн, поскольку он закачивается в пласт (за колонну) в виде маловязкого раствора, а образование тампонажного материала происходит непосредственно в пласте (за колонной).

Лабораторные исследования заключались в определении возможности использования данных реагентов для получения твердого, закупоривающего поровое пространство коллектора, материала и его, коллектора, закрепления. Исследования проводили в два этапа. Первый этап включал определение времени образования и качества изолирующего материала. Результаты сведены в таблицу 1.

Для изучения водоизолирующей и закрепляющей способности при дальнейших исследованиях в условиях, приближенных к пластовым, был взят следующий состав, об.%:

2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н50,0смесь микродура «U» (48,0 об.%) сгипохлоритом кальция Са(ClO)2 (2,0 об.%)50,0.

Причем соотношение между 2,0%-ным водным раствором ПВС-В1Н и смесью микродура с гипохлоритом кальция составляет 1:1.

Таблица 1
Состав и результаты определения времени образования изолирующего материала
Состав рабочего раствораСоотношение водный раствор ПВС: (микродур + гипохлорит кальция)Начало отверждения/Окончание отверждения, часКачественная характеристика образовавшегося изолирующего материала7,5%-ный раствор ПВС-В1Н + (смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция)2:15/48Слабосцементированная масса средней прочности5,0%-ный раствор ПВС-В1Н + (смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция)2:14/48Вязкопластичная масса средней прочности2,5%-ный раствор ПВС-В1Н + (смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция)1:14/48Камнеобразный материал, средней прочности2,0%-ный раствор ПВС-В1Н + (смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция)1:14/48Прочный камнеобразный материал

Для экспериментов готовили искусственные керны. Эксперимент проводили в определенной последовательности.

1. Подготовка искусственного керна (просеивание песка через сита определенных размеров, сжатие образца расчетным давлением, высушивание при t=105°C).

2. Насыщение образца моделью пластовой воды (С=16 г/л).

3. Прокачка на установке УИПК-1М через керн, в условиях, приближенных к пластовым, модели пластовой воды в количестве трех объемов порового пространства образца с замером проницаемости по воде по формуле:

где К - проницаемость, мд;

η - пересчетный коэффициент для каждого керна;

Q - расход, мл;

ΔР - перепад давления, кгс/см2.

4. Закачка в керн через УИПК-1М состава на основе 2,0%-ного водного раствора ПВС-В1Н и смеси микродура «U» с гипохлоритом кальция [микродур «U»+Ca(ClO)2] при их объемном соотношении 1:1 и выдержка на реакции в течение 36-48 часов.

5. Определение проницаемости по воде после обработки керна водоизолирующим составом.

Результаты сведены в таблицу 2.

Таблица 2
Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки их составом для ремонтных работ
№ образца кернаСостав рабочего раствора, об.%Проницаемость по воде, 1·10-3, мкм2Коэффициент закупорки, доли ед.до обработки, Кпр.1после обработки, Кпр.212,0%-ный водный - 50,0;49,25,60,8862раствор ПВС-В1Н100,810,10,8993смесь микродура - 50,0. «U» (48,0 об.%) с500,3полная закупорка-4гипохлоритом800,7Тоже-5кальция Са(ClO)2 (2,0 об.%)1000.0-«--

Образец рыхлого песка, обработанный данным составом, был испытан на одноосное сжатие и разрушение. В нормальных условиях образец из отмытого в спирто-бензольной смеси и просушенного при температуре 105°C песка фракции 0,4-0,5 мм (по объему 80%) был смешан с составом для ремонтных работ (по объему 20%) и оставлен на 48 ч на прохождение реакции полимеризации и затвердевания.

Затем этот образец (цилиндр) с площадью 19,5 см2 и высотой 4,0 см был подвергнут одноосному сжатию давлением. Адгезия к металлу составила 22,5 МПа. При давлении 17,7 МПа образец разрушился.

Приготовление состава для ремонтных работ в скважинах и технология работ на скважине заключается в следующем.

В одном чанке агрегата ЦА-320 путем тщательного перемешивания (гидропистолет, работа агрегата «на себя») готовят водный раствор поливинилового спирта заданной концентрации. Приготовление водного раствора ПВС-В1Н необходимо вести при температуре воды плюс 20-40°C.

В другом чанке агрегата ЦА-320 путем тщательного перемешивания готовят сухую смесь микродура с гипохлоритом кальция.

Затем в приготовленный 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н вводят небольшими порциями смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция и путем тщательного перемешивания до гомогенного состояния (гидропистолет, работа агрегата «на себя») готовят состав для ремонтных работ в скважинах.

При знакопеременных газодинамических и гидравлических нагрузках и температурных изменениях (при пуске, эксплуатации или остановке скважины) образующийся тампонажный материал будет (в меньшей степени) подвержен растрескиванию и разрушению (за счет добавки ПВС-В1Н), например при ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков, когда состав для ремонтных работ закачивается непосредственно за эксплуатационную колонну.

Скважину, в которой через перфорационные отверстия (или негерметичность эксплуатационной колонны) поступает вода, останавливают. После глушения и промывки скважины состав для ремонтных работ доводят до башмака НКТ (негерметичности эксплуатационной колонны). Закрывают затрубное пространство, продавливают состав в пласт (или за эксплуатационную колонну). По окончании продавки состава для ремонтных работ в пласт (или за эксплуатационную колонну) проводят обратную промывку с противодавлением в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают для прохождения реакции полимеризации и отверждения компонентов состава в течение 48 ч. По истечении указанного срока скважину осваивают.

Расход состава для ремонтных работ в скважинах составляет 0,5-1,0 м3 на один метр эффективной толщины водонасыщенного пласта.

Предлагаемый состав для ремонтных работ в скважинах прост в приготовлении, технологичен.

Похожие патенты RU2326922C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ 2006
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Паникаровский Евгений Валентинович
RU2316646C2
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2003
  • Клещенко И.И.
  • Паникаровский Е.В.
  • Сохошко С.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Шестакова Н.А.
  • Зозуля Г.П.
RU2242606C1
СПОСОБ ОТСЕЧЕНИЯ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 2016
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Водорезов Дмитрий Дмитриевич
  • Земляной Александр Андреевич
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Жапарова Дарья Владимировна
RU2655490C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 2015
  • Клещенко Иван Иванович
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Кичикова Дарья Владимировна
  • Попова Жанна Сергеевна
  • Анкудинов Александр Анатольевич
RU2588582C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2002
  • Клещенко И.И.
  • Сохошко С.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Кустышев А.В.
  • Гейхман М.Г.
  • Дмитрук В.В.
  • Годзюр Я.И.
RU2211306C1
СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНУЮ ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ 2016
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Анкудинов Александр Анатольевич
  • Попова Жанна Сергеевна
  • Жапарова Дарья Владимировна
  • Пономарев Андрей Александрович
RU2620684C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 2016
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Жапарова Дарья Владимировна
  • Земляной Александр Андреевич
  • Сипина Наталья Алексеевна
RU2631512C1
СОСТАВ ДЛЯ БЛОКИРОВАНИЯ И ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 2007
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Демичев Сергей Семенович
  • Исаев Сергей Петрович
RU2353641C2
СЕЛЕКТИВНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2013
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Земляной Александр Александрович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Ваганов Юрий Владимирович
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
RU2529080C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД, ЛИКВИДАЦИИ МЕЖПЛАСТОВЫХ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ 1992
  • Ягафаров А.К.
  • Шарипов А.У.
  • Вылегжанина Л.А.
  • Окунева Т.И.
  • Клещенко И.И.
RU2032068C1

Реферат патента 2008 года СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости и их закрепление в прискважинной зоне пласта, а также ликвидация межпластовых - заколонных перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн. Состав для ремонтных работ в скважинах содержит 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта-ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)2 при следующем соотношении компонентов, об.%: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)2 50,0, в том числе микродур «U» 48, Ca(ClO)2 2,0. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 326 922 C1

Состав для ремонтных работ в скважинах, включающий водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н, отличающийся тем, что он содержит 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н и дополнительно смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)2 при следующем соотношении компонентов, об.%:

2,0%-ный водный раствор ПВС-В 1Н50,0смесь микродура «U» сгипохлоритом кальция Ca(ClO)250,0в том числе микродур «U»48Ca(ClO)22,0

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2326922C1

СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2002
  • Клещенко И.И.
  • Сохошко С.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Кустышев А.В.
  • Гейхман М.Г.
  • Дмитрук В.В.
  • Годзюр Я.И.
RU2211306C1
Способ герметизации трубного и заколонного пространства 2002
  • Журавлев С.Р.
  • Кондратьев Д.В.
RU2223386C2
Тампонажная смесь 1975
  • Катеев Ирек Сулейманович
  • Перов Анатолий Васильевич
  • Воронцова Галина Степановна
  • Голышкина Люция Ахмедсултановна
SU697687A1
DE 10122613 А, 05.09.2002
US 5061387 А, 29.10.1991.

RU 2 326 922 C1

Авторы

Клещенко Иван Иванович

Сохошко Сергей Константинович

Паникаровский Евгений Валентинович

Шестакова Наталья Алексеевна

Щербич Константин Николаевич

Зозуля Григорий Павлович

Даты

2008-06-20Публикация

2006-09-25Подача