СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2018 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 C09K8/508 

Описание патента на изобретение RU2661931C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Известен состав для изоляции пластовых вод, основанный на применении полифенилэтоксисилоконата (модификатор 113-63; 113-65) и водно-спиртового раствора этилсиликоната натрия (ГКЖ-11) [А.с. СССР №1078036, кл. Е21В 43/32, Клещенко И.И. и др., 1984].

Недостатком состава является высокая стоимость компонентов, сложности, возникающие при закачке состава в коллекторы с низкой проницаемостью.

Известен водоизоляционный состав на основе этилсиликата, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция [А.с. СССР №1391215, кл. Е21В 43/32, Ягафаров А.К. и др., 1987].

Недостатком является повышенная коррозионность состава и дороговизная компонентов.

Известен состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий дисперсионную среду - гидролизованный полиакрилнитрил (гипан) - 10%-ный водный раствор унифлока и гелеобразователь - медный купорос CuSO4.

Недостатком является невысокая водоизолирующая способность композиции в высокотемпературных скважинах.

Наиболее близким составом, взятым за прототип, является состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий дисперсионную среду - водный раствор унифлока и гелеобразователь - медный купорос CuSO4 в виде 10%-го водного раствора и этилсиликат ЭТС-32 [Патент РФ №2196877, 20.01.2003].

Недостатком является слабое гелеобразование состава.

Задачей изобретения является разработка состава, обеспечивающего качественную изоляцию пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, упрощение и удешевление технологического процесса.

Достигаемый технический результат состоит в разработке водоизоляционного состава для изоляции пластовых вод, максимально обеспечивающего изоляцию воды в нефтяных и газовых скважинах.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в отличие от известного состава, взятого за прототип, включающего дисперсионную среду - водный раствор унифлока и гелеобразователь - медный купорос CuSO4 в виде 10%-ного водного раствора и этилсиликат ЭТС-32 [Патент РФ №2196877, 20.01.2003], состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает гидрофобную кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 Н, полимер Polydia, медный купорос CuSO4 при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO4 - 0,8%.

Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11 Н применяется в качестве модификаторов глинистых буровых растворов. Обеспечивает повышенную смазывающую способность, уменьшает поступление воды в буровой раствор из породы, снижает и стабилизирует вязкость бурового раствора, повышает скорость бурения скважин, применяется также при проведении водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [ТУ 2229-276-05763441-99].

Полимер Polydia предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора.

Медный купорос CuSO4 применяется в качестве сшивателя полимера - гелеобразователя.

Представляет собой порошок модифицированного полиакриламида (ПАА) низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета.

Анализ имеющейся патентной документации, а также литературных источников позволил сделать вывод, что среди разрабатываемых в настоящее время гелеобразных композиций для проведения водоизоляционных работ привлекают внимание составы на основе ПАА.

Технический результат, получаемый при использовании изобретения, позволяет реализовать существующую производственную потребность, а исходя из этого, можно сделать вывод о соответствии изобретения критерию «изобретательский уровень».

На первоначальном этапе экспериментальных исследований была определена возможность использования данных химических реагентов для получения гелеобразного, закупоривающего поровое пространство коллектора, материала. Инициатором реакции полимеризации выступает медный купорос CuSO4. Результаты представлены в таблице 1.

В составах №№1 и 2 было получено слабое гелеобразование, в составах №№7, 8 и 9 получен прочный, но непрокачиваемый гелеобразный материал.

Для проведения дальнейших исследований на установке FDS-350 выбран состав №4. Исследования проводились на образцах Крайнего месторождения (таблица 2). Условия проведения опыта: температура - 70°С, горное давление 60,60 МПа, пластовое давление 24,5 МПа.

Эксперимент проводился в следующей последовательности:

1) определение проницаемости керна по керосину и пластовой воде при температуре 70°С;

2) закачка гелеобразного состава №4 (при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO4 - 0,8%);

3) выдержка в течение 8 ч;

4) определение проницаемости керна по керосину и пластовой воде при температуре 70°С.

Результаты эксперимента сведены в таблицу 3.

Разработанный состав является простым в приготовлении, технологичным, предлагаемые компоненты доступны, поэтому он может быть рекомендован для практического использования при проведении водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Технология применения данной композиции сводится к закачке в скважину и продавке в пласт гелеобразного состава, включающего гидрофобную кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 Н, полимер Polydia, медный купорос CuSO4 при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO4 - 0,8%. В пласте композиция выдерживается не менее 8 ч, после чего скважина осваивается и проводится испытание объекта.

Похожие патенты RU2661931C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2000
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
  • Паникаровский В.В.
  • Ефимов А.Д.
  • Демичев С.С.
RU2196877C2
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
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 2013
  • Ваганов Юрий Владимирович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Ягафаров Алик Каемович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Листак Марина Валерьевна
  • Избрехт Анастасия Владимировна
RU2534373C1
СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА С ИЗОЛЯЦИЕЙ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2013
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Голофаст Сергей Леонидович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Земляной Александр Александрович
  • Калинин Владимир Романович
RU2566345C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2015
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Жапарова Дарья Владимировна
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Бакин Дмитрий Александрович
  • Хачатурян Давид Владимирович
  • Пономарев Андрей Александрович
RU2613067C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ 2017
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Касов Артем Михайлович
RU2655495C1
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 восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта 2019
  • Саркаров Рамидин Акбербубаевич
  • Селезнев Вячеслав Васильевич
  • Раджабова Алина Рамидиновна
RU2740986C1
СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ 2013
  • Земляной Александр Александрович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Избрехт Анастасия Владимировна
  • Попова Жанна Сергеевна
RU2534555C1
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

Реферат патента 2018 года СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пластовых вод. 3 табл.

Формула изобретения RU 2 661 931 C1

Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий гидрофобную кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 Н, полимер Polydia, медный купорос CuSO4 при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO4 - 0,8%.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2018 года RU2661931C1

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2000
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
  • Паникаровский В.В.
  • Ефимов А.Д.
  • Демичев С.С.
RU2196877C2
ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 2001
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
  • Паникаровский В.В.
  • Кустышев А.В.
  • Романов В.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Кочетов С.Г.
RU2187529C1
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
ТОРФОЩЕЛОЧНОЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ 2014
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Овчинников Василий Павлович
  • Бакин Дмитрий Александрович
RU2550704C1
US 2017166796 А1, 15.06.2017.

RU 2 661 931 C1

Авторы

Леонтьев Дмитрий Сергеевич

Клещенко Иван Иванович

Леонтьева Наталья Алексеевна

Ваганов Юрий Владимирович

Семененко Анастасия Федоровна

Жигалковская Мария Игоревна

Даты

2018-07-23Публикация

2017-09-25Подача