СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 2015 года по МПК C09K8/575 

Описание патента на изобретение RU2558558C1

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.

Похожие патенты RU2558558C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 2009
  • Каушанский Давид Аронович
  • Демьяновский Владимир Борисович
RU2401858C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЕ 2009
  • Каушанский Давид Аронович
  • Демьяновский Владимир Борисович
  • Дмитриевский Анатолий Николаевич
  • Ланчаков Георгий Александрович
  • Москвичев Владимир Николаевич
RU2400617C1
ИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ И СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ МЕЖКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН 2004
  • Аракелян Александр Артаваздович
  • Бурыкин Александр Николаевич
  • Миненков Владимир Михайлович
  • Серебренникова Элеонора Витальевна
  • Ярыш Александр Тарасович
  • Аракелян Вадим Александрович
RU2277626C1
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПУТЕМ ОГРАНИЧЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2014
  • Демьяновский Владимир Борисович
  • Каушанский Давид Аронович
  • Дмитриевский Анатолий Николаевич
  • Цицорин Андрей Игоревич
RU2558831C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ 2014
  • Примаченко Александр Сергеевич
RU2587670C2
СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ 2009
  • Каушанский Давид Аронович
  • Демьяновский Владимир Борисович
  • Дмитриевский Анатолий Николаевич
  • Ланчаков Георгий Александрович
  • Москвичев Владимир Николаевич
RU2399751C1
СПОСОБ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2005
  • Каушанский Давид Аронович
  • Демьяновский Владимир Борисович
  • Ланчаков Григорий Александрович
  • Дмитриевский Анатолий Николаевич
RU2285791C1
Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением 2017
  • Каушанский Давид Аронович
  • Демьяновский Владимир Борисович
RU2711202C2
СПОСОБ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 2009
  • Каушанский Давид Аронович
  • Демьяновский Владимир Борисович
RU2406818C1
ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2000
  • Курочкин Б.М.
  • Басов Б.К.
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Хисамов Р.С.
  • Гилязов Ш.Я.
  • Морозов В.С.
RU2180391C1

Реферат патента 2015 года СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

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.

Формула изобретения RU 2 558 558 C1

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.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2558558C1

ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1997
  • Егоров С.Ф.
  • Кунина П.С.
  • Карепов А.А.
  • Басарыгин Ю.М.
RU2132448C1
Способ трамбования участков с нарушенной циркуляцией 1989
  • Такеси Хихара
  • Масахиде Янагия
  • Казухито Оно
SU1762765A3
Способ укрепления и герметизации геологических формаций, состоящих из влажных пород или содержащих воду 1988
  • Макс Манн
  • Манфред Каппс
  • Франк Мейер
  • Ханс Мехеш
  • Вольфганг Корнели
  • Бернхард Майдль
  • Дитрих Штайн
  • Кнуд Гердес
SU1776321A3
СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ РЫХЛЫХ ПЛАСТОВ ДЛЯ БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ ПЕСКОВ 2006
  • Нгуйен Филип Дьюк
  • Рикман Ричард Д.
  • Дастерхофт Рональд Дж.
RU2432454C2
СПОСОБ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЕМ СКВАЖИН 1995
  • Кошторев Н.И.
RU2106478C1
ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИИ УПЛОТНИТЕЛЯ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ДИАГЕНЕЗА 2007
  • Уивер Джимми Д.
  • Нгуйен Филип Дюк
  • Раш Томас Е.
  • Слабаф Билли Ф.
  • Боулз Бобби К.
RU2432381C2
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2006
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Щербич Константин Николаевич
  • Зозуля Григорий Павлович
RU2326922C1
ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2011
  • Шихалиев Ильгам Юсиф Оглы
  • Мохов Сергей Николаевич
  • Гасумов Рустам Рамизович
RU2493189C2
Колосоуборка 1923
  • Беляков И.Д.
SU2009A1

RU 2 558 558 C1

Авторы

Демьяновский Владимир Борисович

Каушанский Давид Аронович

Дмитриевский Анатолий Николаевич

Цицорин Андрей Игоревич

Даты

2015-08-10Публикация

2014-05-23Подача