Блокирующий состав для глушения скважин, способ его приготовления и способ глушения скважин с использованием блокирующего состава Российский патент 2024 года по МПК C09K8/588 E21B43/12 

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей области, а именно к технологии глушения скважин на месторождениях, в том числе, осложненных аномально низкими пластовыми давлениями, а также иных объектах разработки, и может быть использована при ремонте скважин.

В последнее десятилетие наблюдается тенденция к разработкам различных составов/композиций для нефтегазовой отрасли, включающие предварительно сшитые гелевые частицы, полученные из мономера и сшивателя посредством инициатора. Так, например, известна композиция, используемая при реализации методов увеличения нефтеотдачи пласта, в частности при реализации вторичных и третичных способов добычи нефти (Патент РФ № 2630543, опубликован 11.09.2017), содержащая: способные расширяться полимерные микрочастицы, содержащие полимеры на основе акриламида, перекрестно сшитые с помощью неустойчивых сшивающих агентов и стабильных сшивающих агентов; в которой указанные полимеры на основе акриламида обладают способностью вступать в реакцию переамидирования; при этом указанные микрочастицы смешаны с жидкостью и не вступавшим в реакцию третичным сшивающим агентом, который содержит полиэтиленимин ПЭИ («PEI»); а третичный сшивающий агент обладает способностью далее ковалентно сшивать указанные микрочастицы посредством реакции переамидирования при температуре от 65,56 до 87,78°С после разрушения нестойкого сшивающего агента с образованием стабильного геля.

Известен состав, также используемый при реализации методов увеличения нефтеотдачи пласта, в частности при реализации вторичных и третичных способов добычи нефти (B. Bai, J. Zhou, Y. Liu. Thermo-Dissoluble Polymer for In-Depth Mobility Control. 2013. https://doi.org/10.2523/IPTC-16991-MS), полученный с использованием мономера, представленного акриламидом и акриловой кислотой, сшивателя, представленного полиэтиленгликолем и N,N'-метиленбисакриламидом, и инициатора, представленного N,N,N',N'-тетраметилэтилендиамином и персульфатом калия.

Следует подчеркнуть, что описанные выше варианты составов/композиций характеризуются ограниченной областью применения, и используются по определенному назаначению, в частности, при реализации методов увеличения нефтеотдачи пласта.

Кроме того, известны тампонажные составы, включающие предварительно сшитые гелевые частицы, наиболее широко используемые в строительстве нефтяных и газовых скважин в технологическом процессе их цементирования. Так, например, известен тампонажный состав с высокой термостойкостью (Заявка на патент Китая №109280542 (А), опубликована 29.01.2019), включающий от 2 до 5 масс.% полисахарида, от 0,01 до 0,025 масс.% инициатора, от 20 до 25% низкомолекулярного мономера, от 1,2 до 1,5 масс.% сшивающего агента А, от 1,3 до 1,7 сшивающего агента В, от 0,04 до 0,1 масс.% отвердителя, от 0,03 до 0,3 масс.% средства для поддержания рН, остальное - вода.

Описанный тампонажный состав характеризуется ограниченной областью применения, и используется при бурении и заканчивании скважин в диапазоне температур от 100 до 150 °C. В свою очередь использование описанного выше состава при реализации процесса глушения скважин малоэффективно и трудозатратно, поскольку последующий запуск скважины будет осложнен, а в некоторых случаях и не возможен, как минимум, из-за трудности удаления тампонажного состава из скважины после проведения операций глушения.

Следует подчеркнуть, что использование составов для блокирования и глушения скважин позволяет на определенный срок создать противодавление на пласт для прекращения добычи пластового флюида с целью ремонта ствола скважины. Причем, анализ горно-геологических условий эксплуатации скважин крупных нефтяных и газоконденсатных месторождений Российской Федерации показал, что применяемые в начальный период разработки месторождения традиционные составы/жидкости глушения на поздней стадии эксплуатации, особенно при аномально низких пластовых давлениях (АНПД), малопригодны и малоэффективны. Поскольку высокая инфильтрация этих составов/жидкостей в условиях высокой репрессии способствует образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд трудноразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. Кроме того, в некоторых случаях глушение скважин традиционными составами/жидкостями глушения не представляется возможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов и прорывом газа на устье скважины, вследствие чего возникает необходимость проведения повторных операций глушения скважин.

В этой связи, для глушения скважин на месторождениях, осложненных аномально низкими пластовыми давлениями, разрабатываются составы, использование которых, во первых обеспечивает стабильную временную изоляцию продуктивных пластов, во вторых, минимизирует какое-либо негативное влияние на призабойную зону пласта для последующего ввода скважины на режимные работы после технологических операций глушения. Так, например, известна блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением (Патент РФ № 2373252, опубликован 20.11.2009), содержащая ациклическую кислоту, выраженную формулой CnH2n_mO2, где m-2 или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%: указанная ациклическая кислота от 18,0 до 24,0 карбоцепный полимер от 2,0 до 3,0 каустическая сода от 13,1 до 15,0 гидрофобный минеральный наполнитель от 30,0 до 50,0 газовый конденсат - остальное.

Недостатком известного технического решения является низкая надежность блокирующей жидкости при глушении скважин с открытым и протяженным горизонтальным участоком ствола с трещинными карбонатными коллекторами при АНПД, поскольку фильтрационная корка, образующющаяся после глушения скважины, не обеспечиает образование надежного экрана из-за гидростатического воздействия скважинного столба жидкости, обусловленного низким коэффициентом аномальности.

Также известна жидкость для глушения и заканчивания скважин с аномально низкими пластовыми давлениями (Патент РФ № 2379325, опубликован 20.01.2010), содержащая углеводородную основу, жирную кислоту, минеральный наполнитель - карбонат кальция, причем в смеси с жирной кислотой содержит циклическую кислоту и дополнительно содержит каустическую соду при следующих соотношениях компонентов, мас.%: углеводородная основа от 46 до 68, смесь кислот от 14,1 до 18, каустическая сода от 8 до 13, указанный минеральный наполнитель - остальное.

Существенным недостатком известного технического решения является оганиченность применения жидкости для глушения, поскольку ее использование представляется возможным только для высокотемпературных скважин (от 80 до 130 °С). Также недостатком является использование в составе описанной жидкости от 8 до 13 мас.% каустической соды, являющееся агрессивным веществом как для человека так и для окружающей среды (второй класс опасности по ГОСТ 12.1.005-76).

Известен вязкоупругий состав для глушения скважин (Патент РФ № 2575384, опубликован 20.02.2016), включающий эфир целлюлозы, гидроксид щелочного металла, комплексообразователь, внутренний деструктор и воду, причем в качестве комплексообразователя состав содержит растворимую соль алюминия или меди, внутреннего деструктора - капсулированный перкарбонат или перборат натрия и дополнительно утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК (активное начало - соли кальция и магния), регулятор pH - уксусную кислоту или щавелевую кислоту, или лимонную кислоту и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты.

Недостатком известного технического решения является отсутствие самодеструкции вязкоупругого состава (ВУС) для глушения скважин, поскольку процесс разрушения ВУС происходит только после дополнительной закачки активизирующего состава, содержащего лимонную или сульфаминовую кислоту, персульфат калия или персульфат аммония или пероксигидрат мочевины, неионогенное поверхностно-активное вещество - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В или Реверсмол марки В, деэмульгатор - Диссолван 4411 или СНПХ-4802 и воду, инициирующего действие внутреннего деструктора (капсулированный перкарбонат или перборат натрия) в вязкоупругом составе.

Общим существенным недостатком известных из уровня техники жидкостей для глушения скважин, в частности, с аномально низкими пластовыми давлениями, и, в частности, описанных выше технических решений, является ограниченность применения жидкости для глушения, поскольку их использование преимущественно представляется возможным только в узком диапазоне температур. Также существенным недостатком является отсутствие самодеструкции (саморазрушения) составов/жидкостей для глушения, а именно, описанные выше составы характеризуются сроками действия, при протекании которых сохраняются высокие структурно-механические свойства жидкостей для глушения уже после проведения ремонта скважин. В результате чего не представляется возможным качественно удалить жидкость для глушения в полном объеме после глушения скважины и предотвратить существующие риски потери скважины после ремонта. Кроме того, разрушить известные составы после ремонта скважин не представляется возможным без содержания в блокирующем составе деструктора, или без его ввода в скважину отдельной пачкой после операции глушения скважины.

В этой связи, повышенный интерес со стороны исследователей, вызывают блокирующие составы для глушения скважин, обладающие свойством самодеструкции (саморазрушения). Так, известны попытки некоторых исследователей разработать составы для глушения скважин, обладающих свойством самодеструкции (саморазрушения) через определенный промежуток времени. Например, известен раствор обращенной эмульсии для глушения скважины (Патент РФ № 2499131, опубликован 20.11.2013), содержащий маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере, один разлагаемый материал и, по меньшей мере, один закупоривающий агент. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

Однако, известное техническое решение обладает рядом существенных недостатков. Во-первых это ограниченная область применения, в частности, применимость разлагаемого материала возможна только в диапазоне температур от 79 до 149°С. Во-вторых, недостаточная эффективность глушения скважины с применением описанной композиции, поскольку в составе применяют нестабильные сшиватели, что приводит к низкой эффективности глушения скважин при недостаточном лабораторном изучении свойств агента под контректные условия глушения.

Наиболее близким техническим решением по совокупности существенных признаков к заявляемому изобретению является состав для глушения скважин, способ его приготовления и способ глушения скважины с использованием состава (Патент Китая №105041261, опубликован 11.11.2015), принятый за прототип. Состав представляет собой гель на основе мономера, сшивателя и инициатора, причем массовое соотношение мономера и сшивающего агента составляет от 5:1 до 20:1. В качестве мономера выбран полиакриламид или сополимер акриламида, в качестве сшивателя выбран ацетат хрома, лактат хрома, цитрат алюминия, органический цирконий, гексаметилентетрамин, формальдегид, фенольная смола или полиэтиленимин. Также состав представляет собой гелевые частицы, полученные путем сополимеризации акриламидного мономера со вспомогательными мономерами, при этом сшивающий мономер представлен диакрилатом этиленгликоля, диакрилатом полиэтиленгликоля, триметилолпропантриакрилатом или пентаэритриттетраакрилатом, вспомогательный мономер представлен 2-акриламид-2-метилпропансульфонатом натрия N-винилпирролидоном, стиролсульфонатом натрия или малеимидом. Способ приготовления состава заключается в том, что полимер берут в массовом соотношении от 5:1 до 20:1 к сшивателю в зависимости от температуры и давления в скважине и доводят смесь до однородного состояния. При этом конкретный вариант осуществления способа приготовления включает смешивание солеустойчивого полимера, и сшивателя - ацетата хрома, в соотношении полимера и сшивателя 8:1. Способ глушения скважин с использованием описанного состава включает этап расчета необходимого расхода жидкости для глушения скважины в зависимости от объема скважины; этап определения плотности жидкости для глушения скважин; этап определения формулы полимерного геля; этап подготовки жидкости для глушения, представленной мономером и сшивателем при массовом соотношении мономера и сшивающего агента составляет от 5:1 до 20:1; этап закачки жидкости для глушения в скважину.

Существенным недостатком известного технического решения является низкая надежность состава при глушении скважин, в том числе, при аномально низких пластовых давлениях, поскольку состав подается в скважину сразу после его приготовления без каких-либо подготовительных операций, например, сушки, что приводит к низкой эффективности его действия при глушении из-за его низкого коэффициента набухаемости, что в конечном итоге приводит к возникновению газонефтеводопроявления (ГНВП) и необходимости проведения повторных операций глушения скважин. Также недостатком является узкий температурный диапазон применения описанного состава (в примерах реализации заявлены температуры пласта от 25 °C до 35 °C), а также его низкая эффективность при больших перепадах давления, вследствие его низкой прочности. Кроме того, массовое соотношение мономера и сшивающего агента от 5:1 до 20:1 является не рациональным, поскольку при заданном диапазоне образовавшийся полимер обладает низкой прочностью и хрупкостью, что, в конечном итоге, приводит к низкой эффективности глушения скважины, сопровождающегося возникновением ГНВП.

Техническая проблема, на решение которой направлена группа изобретений, заключается в необходимости улучшения эксплуатационных характеристик составов для глушения скважин, а также в упрощении процесса ремонта скважин и повышении его эффективности.

Техническим результатом группы изобретений, является упрощение процесса ремонта скважин и повышение эффективности глушения скважин на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105°С) и различных временных интервалах (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и сокращении времени вывода скважины на режим.

Дополнительный технический результат группы изобретений заключается в возможности повышения точности регулирования времени остановки скважины, которое может быть задано в зависимости от вида ремонта скважины, и которое обеспечивается временем сохранения структурно-механических свойств состава для глушения, по истечении которого он саморазрушается без ввода деструктора, а также без дополнительной закачки в скважину активизирующего состава.

Технический результат достигается за счет того, что состав для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, и последующей сушкой, характеризуется коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более.

Технический результат достигается за счет того, что реализуется способ приготовления состава для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры с коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более, при котором в воде смешивают модификатор механических свойств, мономер, сшиватель и инициатор, после чего проводят сушку, при этом количественное соотношение модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, составляет, масс.%:

сшиватель от 0,22 до 4,32;

инициатор от 0,03 до 2,20;

модификатор механических свойств от 2,66 до 55,27;

мономер остальное,

а количество воды к общей массе модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора выбирают из диапазона от 1 до 4,9 к 1.

Технический результат достигается за счет того, что применяется состав для глушения скважин, при котором осуществляют закачку в скважину инертного носителя с составом для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, и последующей сушкой, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более, а после осуществляют закачку воды.

В контексте настоящего изобретения под сшивателем следует понимать, по меньшей мере одно вещество, – соединение-мономер, вступающее в реакцию полимеризации, и предающее получаемому саморазрушающемуся полимеру трехмерную структуру, то есть соединение, которое способно образовывать поперечные сшивки полимерных цепей.

В контексте настоящего изобретения под инициатором следует понимать по меньшей мере одно вещество, способное запустить реакцию радикальной полимеризации, то есть вещество легко распадающеся на свободные радикалы.

В контексте настоящего изобретения под модификатором механических свойств следует понимать по меньшей мере одно соединение, находящееся в гомофазном или гетерофазном состоянии по отношению к полимеру, и придающее ему прочность в отношении к механическим нагрузкам.

В контексте настоящего изобретения под мономером следует понимать по меньшей мере одно низкомолекулярное соединение, способное вступать в реакцию радикальной полимеризации с образованием высокомолекулярного полимера.

Заявленный состав для глушения скважин представлен саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, и последующей сушкой, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более.

Достижение технического результата обеспечивается за счет того, что состав для глушения скважин, характеризуется перечнем компонентов: мономер, сшиватель и инициатор по первому варианту, и модификатор механических свойств, мономер, сшиватель и инициатор по второму варианту, обеспечивающих образование (в процеесе смешения компонентов и последующей сушки) саморазрушающегося полимера трехмерной структуры, характеризующегося коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более. Достижение технического результата обусловлено тем, что получаемый полимер (состав для глушения скважин) является сухим, а при набухании в воде, после его закачки в скважину, характеризуется заданным коэффициентом набухания (α), при котором обеспечивается необходимое давление набухания, позволяющее блокировать (обеспечивать глушение) скважины. Таким образом, при закачке описанного полимера в инертном носителе в скважину, и последующем добавлении воды, – в скважине происходит набухание полимера, которое и обеспечивает создание необходимого для глушения (блокирования) скважины давления, в зависимости от коэффициента набухания используемого состава.

Так, посредством сшивателя в заявленных составах для глушения скважин обеспечивается соединение цепочек полимера и придание трехмерной структуры синтезируемому материалу с различной величиной трехмерных ячеек и различной их способности к деструкции. Инициатор обеспечивает возбуждение радикальной полимеризации и сшивку трехмерной структуры состава. Мономер обеспечивает формирование цепочки полимера, способной эффективно впитывать в себя окружающую воду и набухать. Модификатор механических свойств (для второго варианта состава) обеспечивает повышение прочностных свойств состава для глушения скважин.

Заявленный состав для глушения скважины являются сухими, что достигается проведением операции сушки получаемого состава (массы) после смешивания в воде компонентов, то есть содержание остаточной влаги в составе для глушения скважины не превышает заданного процента воды. В свою очередь сухие составы для глушения скважин характеризуются коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более. Заявленная нижняя граница коэффициента набухания в воде (α) обусловлена достижимостью технического результата, в виду того, что размеры частиц водонабухаещего состава для глушения скважин и размеры порового канала нефтяного пласта достигают критического отношения для кольматации (блокирования) породы-коллектора при значении α не менее 4, в этом случае обеспечивается увеличение размеров частиц состава (при набухании) при котором они становятся больше размеров порового канала/ширины трещины, что в конечном итоге, приводит к повышению эффективности процесса глушения скважин на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105° С) и различных временных интервалах. При значении коэффициента набухания в воде (α) меньше 4 не обеспечивается достижение технического результата, поскольку, в этом случае недостаточно набухания состава (увеличения размеров частиц состава) для глушение скважин, из-за чего не представляется возможным обеспечить достаточное давление на пласт и провести его кольматацию и блокирование. Также, следует подчеркнуть, что заданное значение коэффициента набухания в воде (α) 4 и более, является наиболее рациональным для эффективного глушения и блокирования скважины, поскольку в этом случае требуется подать меньшее количество блокирующего состава в инертном носителе при реализации способа глушения скважин, чем при глушении скважин составом со значением коэффициента набухания в воде (α) меньше 4.

Коэффициент набухания в воде ( состава для глушения скважин определяют после добавления в него воды (например, дистилированной воды, модели пластовой воды и т.д.) и последующего его набухания при температуре 40°C и более, после чего производят измерение массы m (г) и объема v (м³) набухшего конечного продукта. Коэффициент набухания состава для глушения определяют массовым и объемным методами по следующим формулам:

где — коэффициент набухания состава, определенный массовым методом;

m₀ – масса навески состава для глушения, до добавления воды, г;

m – масса навески состава для глушения, после добавления воды, г;

где — коэффициент набухания состава, определенный весовым методом;

v₀ - объем состава для глушения, до добавления воды, м³;

v - объем состава для глушения, после добавления воды, м³.

Значение коэффициента набухания определяют как среднее арифметическое между значениями и . Определение коэффициента набухания в воде (α) на первый день означает, что измерения проводят при заданной температуре по истечении 24 часов после добавления воды в состав для глушения скважин. Важно отметить, что для заявленных составов при температуре 40°C и более коэффициент набухания в воде (α) не менее 4 может быть достигнут и до истечения 24 часов, так как в зависимости от конкретного состава скорость набухания составов при их взаимодействии с водой может отличаться. По истечении 24 часов значение коэффициента набухания в воде (α) является наиболее показательным и характеризует свойства состава для обеспечения глушения скважин.

В одном из вариантов осуществления изобретения сшиватель в составах по первому и второму варианту может представлять собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с двумя реакционноспособными кратными химическими связями, образованными остатками производных акриловой и метакриловой кислот, например, диакрилат диэтиленгликоля, N,N’-метиленбисакриламид, диакрилат моноэтиленгликоля, полиэтиленгликоль-400 диакрилат и другие вещества этой группы известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что использование веществ из заданной группы позволяет получить полимер трехмерной структуры, способный набухать при взаимодействиии с водой, а не растворяться.

В одном из вариантов осуществления изобретения инициатор в составах по первому и второму варианту может представлять собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений источников свободных радикалов, например, персульфат аммония, персульфат калия, бисульфит натрия, и другие вещества этой группы известные из уровня техники.

В одном из вариантов осуществления изобретения мономер в составах по первому и второму варианту может представлять собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с одной реакционноспособной кратной химической связью, находящейся в остатке акриловой кислоты и/или в остатке метакриловой кислоты и/или в остатке винильного фрагмента, например, акриламид, акриловая кислота, метакриловая кислота, и другие вещества этой группы известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что мономеры заданной группы в необходимой степени поглощают воду.

В одном из вариантов осуществления изобретения модификатор механических свойств в составе по второму варианту может представлять собой гомофазный или гетерофазный модификатор механических свойств или смесь гомофазного и гетерофазного модификаторов механических свойств. Гомофазный модификатор механических свойств может быть представлен, например, гидроксидом натрия, хлоридом аммония и другими веществами этой группы, известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что при использовании гомофазного модификатора механических свойств (например, гидроксида натрия и/или хлорида аммония) обеспечивается достижение необходимых механических свойств, в частности, упругость набухших частиц, в получаемом полимере. Гетерофазный модификатор механических свойств может быть представлен, например, глиной бентонитовой, цеолитом, кахмалом, диоксидом кремния и другими веществами этой группы, известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что за счет их использования обеспечивается достижение необходимых механических свойств, в частности, упругость набухших частиц, в получаемом полимере.

Перечисленные выше варианты осуществления изобретения, и раскрытые в них признаки, дополнительно усиливают достижение указанного технического результата.

В одном из вариантов осуществления изобретения составы для глушения скважин могут быть представлены частицами фракцией не более 1000 мкм и, конкретнее, фракцией от 400 до 800 мкм, что улучшает однородность состава и дополнительного повышает стабильность процесса набухания и самодеструкции состава, что также дополнительно усиливает достижение указанного технического результата.

Достижение технического результата обеспечивается за счет способа приготовления состава для глушения скважин при котором в воде смешивают заданное количество мономера, сшивателя и инициатора в первом варианте, и заданное количество модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора во втором варианте, при количестве воды к общей массе мономера, сшивателя и инициатора (первый вариант) и модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора (второй вариант), выбранного из диапазона от 1 до 4,9 к 1, после чего проводят сушку. В результате получают составы для глушения скважин, представленные саморазрушающимся полимером трехмерной структуры с коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более.

Количество сшивателя, раскрытое в способе приготовления состава для глушения скважин, составляет от 0,25 до 3,16 масс.% (для первого варианта) или от 0,22 до 4,32 масс.% (для второго варианта). От структуры и количества сшивателя зависит время деструкции составов для глушения скважин и их набухаемость. Следует отметить, что превышение указанного количества сшивателя (больше 3,16 и 4,32 масс.%) приводит к образованию слишком большого количества плотных трехмерных сетчатых структур с очень маленьким размером пор. Полученная жесткая и плотная структура создает стерические препятствия расширению состава и предотвращает попадание воды в трехмерную полимерную сеть. При этом снижение указанного количества сшивателя (меньше 0,25 и 0,22 масс.%) приводит к размягчению гелеобразной массы (полимера трехмерной структуры) и уменьшению его стабильности (уменьшению времени деструкции).

Количество инициатора, раскрытое в способах приготовления составов для глушения скважин, составляет от 0,1 до 0,99 (для первого варианта) или от 0,03 до 2,20 масс.% (для второго варианта). При снижении количества инициатора (меньше 0,1 и меньше 0,03 масс.%) снижается количество образовавшихся радикалов в реакционной системе, при этом между выбранными мономерами не снижается эффективность формирования трехмерной сетки полимера. Следует отметить, что избыточное количество инициатора (больше 0,99 или больше 2,20 масс.%) увеличивает количество поперечных сшивок и, следовательно, приводит к уменьшению трехмерной сетки (ячеек) и снижению значения набухаемости составов для глушения скважин.

С уменьшением концентрации мономера объем набухания составов постепенно увеличивается, однако полное время самодеструкции постепенно уменьшается.

При указанных соотношениях компонентов достигается получение составов для глушения, которые характеризуется указанным коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более. Важно подчеркнуть, что количественный состав готовых составов для глушения скважин (полимер) отличается от количественного состава, используемого для его приготовления, что является понятным для специалиста в данной области техники, и связно с тем, что в получаемом полимере все компоненты находятся в связанном посредством новых химических связей виде, а не в исходном виде.

Модификатор механических свойств (для второго варианта способа) обеспечивает повышение прочностных свойств состава для глушения скважин. Количество модификатора, раскрытое в способе приготовления состава для глушения скважин, при сопутствующем снижении количества мономера может составлять от 2,66 до 55,27 масс.%. Следует отметить, что превышение указанного количества модификатора (больше 55,27 масс.%) приводит к увеличению ломкости полимера и снижению его набухаемости. Снижение указанного количества модификатора механических свойств (меньше 2,66 масс.%) приводит к снижению прочностных свойств полимера.

Заявленное количество воды к общей массе мономера, сшивателя и инициатора в первом варианте способа, и общей массе модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, во втором варианте способа, заданное в диапазоне от 1 до 4,9 к 1, обеспечивает образование саморазрушающегося полимера трехмерной структуры с достаточной прочностью. При отношении меньше 1 к 1, получаемый полимер является достаточно жестким и хрупким, а при отношении более 4,9 к 1 получаемый полимер является достаточно жидким и рыхлым, что, в конечном итоге, влияет на эффективность глушения скважин, поскольку в первом случает полимер может ломаться из-за своей повышенной хрупкости, во втором случае полимер не соответсвует требованиям набухаемости в воде (α).

В способах приготовления состава для глушения скважин по первому варианту в воду добавляют мономер, сшиватель и инициатор, по второму варианту в воду добавляют модификатор механических свойств, мономер, сшиватель и инициатор. Стоит отметить, что данная последовательность добавления в воду компонентов может быть изменена.

Этап сушки в заявленных вариантах способа направлен на удаление воды из получаемых составов, представленных саморазрушающимся полимером трехмерной структуры с коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более.

Описанные выше признаки являются существенными и обеспечивают достижение заявленного технического результата, заключаещегося в упрощении процесса ремонта скважин и повышении эффективности глушения скважин на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105°С) и различных временных интервалах (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и сокращении времени вывода скважины на режим.

В одном из вариантов осуществления изобретения сшиватель в способе по первому и второму варианту может представлять собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с двумя реакционноспособными кратными химическими связями, образованными остатками производных акриловой и метакриловой кислот, например, диакрилат диэтиленгликоля, N,N’-метиленбисакриламид, диакрилат моноэтиленгликоля и другие вещества этой группы известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что использование веществ из заданной группы позволяет получить полимер трехмерной структуры, способный набухать при взаимодействиии с водой, а не растворяться.

В одном из вариантов осуществления изобретения инициатор в способе по первому и второму варианту может представлять собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы источников свободных радикалов, например, персульфат аммония, персульфат калия, бисульфит натрия, и другие вещества этой группы известные из уровня техники.

В одном из вариантов осуществления изобретения мономер в способе по первому и второму варианту может представлять собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с одной реакционноспособной кратной химической связью, находящейся в остатке акриловой кислоты и/или в остатке метакриловой кислоты и/или в остатке винильного фрагмента, например, акриламид, акриловая кислота, метакриловая кислота, и другие вещества этой группы известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что мономеры заданной группы в необходимой степени поглощают воду.

В одном из вариантов осуществления изобретения модификатор механических свойств в способе по второму варианту может представлять собой гомофазный или гетерофазный модификатор механических свойств или смесь гомофазного и гетерофазного модификаторов механических свойств Гомофазный модификатор механических свойств может быть представлен, например, гидроксидом натрия, хлоридом аммония и другими веществами этой группы, известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что при использовании гомофазного модификатора механических свойств (например, гидроксида натрия и/или хлорида аммония) обеспечивается достижение необходимых механических свойств, в частности, упругость набухших частиц, в получаемом полимере. Гетерофазный модификатор механических свойств может быть представлен, например, глиной бентонитовой, цеолитом, кахмалом, диоксидом кремния и другими веществами этой группы, известные из уровня техники. Это обусловлено тем, что за счет их использования обеспечивается достижение необходимых механических свойств, в частности, упругость набухших частиц, в получаемом полимере.

Перечисленные выше варианты осуществления изобретения, и раскрытые в них признаки, дополнительно усиливают достижение указанного технического результата.

В одном из вариантов осуществления способа по первому и второму варианту при добавлении в воду мономера и сшивателя могут осуществлять перемешивание полученного раствора до полного растворения мономера и сшивателя в течении не менее 20 минут. В случае, когда осуществляют добавку модификатора механических свойств (второй вариант способа) режим перемешивания могут выбирать таким образом, чтобы частицы модификатора механических свойств находились в смеси во взвешенном состоянии. Заявленные параметры перемешивания обеспечивают однородность состава, что, в свою очередь, услиливает достижение заявленного технического результата.

В одном из вариантов осуществления способа по первому и второму варианту, после добавления мономера, сшивателя и инициатора, а также модификатора механических свойств (второй вариант способа), перед сушкой, полученный состав (гелевую массу) могут измельчать с использованием экструдера или иных аналогичных устройств, за счет чего дополнительно достигается однородность состава, что, в свою очередь, услиливает достижение заявленного технического результата.

В одном из вариантов осуществления способа сушку полученной массы могут осуществлять при температуре от 50 до 105 °С, с использованием сушильного шкафа или иных аналогичных устройств, что также дополнительного повышает стабильность процесса набухания и самодеструкции состава, что, в свою очередь, услиливает достижение заявленного технического результата. Следует отметить, что превышение указанной температуры может привести к термическому разрушению компонентов состава и его дальнейшей непригодности к использованию.

В одном из вариантов осуществления способа сушку полученной массы могут осуществлять до содержания остаточной влаги не более 15%, что также дополнительного повышает стабильность процесса набухания и самодеструкции состава для глушения скважин при реализации способа глушения скважин, что, в свою очередь, услиливает достижение заявленного технического результата.

В одном из вариантов осуществления изобретения могут осуществлять дробление полученной массы после ее сушки, что также дополнительно улучшает однородность состава, что, в свою очередь, услиливает достижение заявленного технического результата. При этом дробление могут осуществлять до фракции не более 1000 мкм. В предпочтительном варианте, обеспечивающем наиболее высокую однородность состава, дробление могут осуществлять до фракции от 400 до 800 мкм.

Достижение технического результата обеспечивается за счет применения состава для глушения скважин при котором осуществляют закачку в скважину инертного носителя с составом для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора и последующей сушкой, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более, а после осуществляют закачку воды.

При закачке в скважину инертного носителя с составом для глушения скважин, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40°C и более, обеспечивается его доставка в поровые каналы нефтяного пласта. После осуществляется закачка воды, посредством которой происходит удаление инертного носителя и обеспечивается соприкосновение частиц состава для глушения скважин с водой, в результате чего происходит набухание состава для глушения скважин, т.е. увеличение состава в объеме, и обеспечивается кольматация и блокирование породыколлектора, т.е. глушение скважины. Стоит отметить, что под инертным носителем следует понимать такой носитель, в котором состав для глушения скважин не набухает, либо набухание является минимальным. В одном из вариантов осуществления изобретения инертный носитель может быть выбран из группы углеводородных агентов, например, нефть, дизельное топливо и других известных из уровня техники углеводородных агентов.

В одном из вариантов осуществления изобретения после закачки инертного носителя с составом для глушения скважин дополнительно могут осуществлять закачку углеводородного агента, что обеспечивает предотвращение преждевременного взаимодействия состава для глушения скважин с водой до его доставки до необходимого интервала.

Таким образом группа изобретений характеризуется ранее неизвестной из уровня техники совокупностью существенных признаков. За счет наличия в составе предварительно сшитых гелевых частиц - поперечных мостиков на основе мономеров происходит образование трехмерной структуры полимера, который способен эффективно впитывать в себя окружающую воду и набухать. При этом за счет того, что данные мостики представлены сложноэфирными или амидными группами, в условиях температур от 40 до 105 °С они способны саморазрушаться с определенной скоростью в зависимости от характера данных групп и их количества в составе, тем самым приводя к переходу трехмерной структуры полимера в линейную с потерей исходных свойств. В связи с чем специалисту будет понятно мономеры какого типа могут быть выбраны для уменьшения или увеличения времени устойчивости полимера в зависимости от температуры и типа минерализации воды при глушении конкретной скважины. Заявленный состав позволяет эффективно осуществить глушение скважин на месторождениях, в том числе, характеризующихся аномально низкими пластовыми давлениями, в течение заданного времени в температурном диапазоне от 40 до 105 °С без дополнительного введения специального деструктора в состав для глушения, или без введения специального деструктора отдельной пачкой после глушения. В результате чего обеспечивается достижение технического результата, заключающегося в упрощении процесса ремонта скважин и повышении эффективности глушения скважин на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105°С) и различных временных интервалах (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и сокращении времени вывода скважины на режим.

Заявленные составы могут быть использованы, например, для капитального ремонта скважин (ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплутационной колонны, устранение последствий аварий идр.); текущего ремонта скважин (замена и/или восстановление частей оборудования скважин, превод скважин на другой способ эксплуатации, ремонт фонтанных скважин и др.) и других видов ремонтов скважин.

Группа изобретений может быть выполнена из известных материалов с помощью известных средств, что свидетельствует о ее соответствии критерию патентоспособности «промышленная применимость».

Группа изобретений обладает ранее неизвестной из уровня техники совокупностью существенных признаков, что свидетельствует о ее соответствии критерию патентоспособности «новизна».

Из уровня техники не известны существенные признаки группы изобретений, и соответственно не известен эффект от их применения. Ввиду этого группа изобретений соответствует критерию патентоспособности «изобретательский уровень».

Изобретения из группы изобретений связаны между собой и образуют единый изобретательский замысел, что свидетельствует о соответствии группы изобретений критерию патентоспособности «единство изобретения».

Ниже приведены частные примеры реализации, которые иллюстрируют заявленное изобретение, но не ограничивают его и которые могут быть любым образом изменены или дополнены.

Во всех примерах, описанных ниже, способ приготовления состава для глушения скважин осуществляли посредством технологической установки, содержащей емкость для смешения реагентов, снабженную окнами загрузки и выгрузки сырья, механической мешалкой и температурным датчиком или термометром. Кроме того, был использован сушильный шкаф.

Пример 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 60 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 3 гр. (12,90 масс.%) модификатиора механических свойств (цеолит), после чего добавляли 20 гр. (86,02 масс.%) мономера (акриламид). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,05 гр. (0,22 масс.%) сшивателя (метиленбисакриламид). Затем к раствору добавляли 0,2 гр (0,86 масс.%) инициатора (смесь персульфата аммония и бисульфита натрия). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 2,5 к 1. После получения состава (гелевой массы) его сушили в сушильном шкафу.

Пример 2. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 60 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 23,88 гр. (52,06 масс.%) модификатиора механических свойств (смесь гидроксида натрия и бентонитовой глины), после чего добавляли 20 гр. (43,58 масс.%) мономера (смесь акриламида и акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 1,98 гр. (4,32 масс.%) сшивателя (полиэтиленгликоль-400 диакрилат). Затем к раствору добавляли 0,02 гр. (0,04 масс.%) инициатора (персульфат калия). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 1,3 к 1.

Пример 3. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 60 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 0,56 гр. (2,66 масс.%) модификатора механических свойств (гидроксида натрия), после чего добавляли 20 гр. (95,66 масс.%) мономера (смесь акриламида и акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,15 гр. (0,72 масс.%) сшивателя (N,N’-метиленбисакриламид). Затем к раствору добавляли 0,2 гр (0,96 масс.%) инициатора (персульфат аммония). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 2,8 к 1.

Пример 4. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 60 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 25,55 гр. (55,27 масс.%) модификатора механических свойств (смесь гидроксида натрия и бентонитовой глины), после чего добавляли 20 гр. (43,26 масс.%) мономера (акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,66 гр. (1,43 масс.%) сшивателя (моноэтиленгликоль диакрилат). Затем к раствору добавляли 0,02 гр (0,04 масс.%) инициатора (персульфат калия). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 1,29 к 1.

Пример 5. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 100 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 20 гр. (49,79 масс.%) модификатиора механических свойств (бентонитовая глина), после чего добавляли 20 гр. (49,79 масс.%) мономера (смесь акриламида и акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,15 гр. (0,37 масс.%) сшивателя (диэтиленгликоль диакрилат). Затем к раствору добавляли 0,02 гр (0,05 масс.%) инициатора (персульфат аммония). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 2,4 к 1.

Пример 6. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 60 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 27,77 гр. (47,89 масс.%) модификатира механических свойств (смесь гидроксида натрия и бентонитовой глины), после чего добавляли 30 гр. (51,74 масс.%) мономера (смесь акриламида и акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,2 гр. (0,34 масс.%) сшивателя (N,N’- метиленбисакриламид). Затем к раствору добавляли 0,02 гр (0,03 масс.%) инициатора (персульфат калия). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 1 к 1.

Пример 7. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 60 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 23,88 гр. (52,43 масс.%) модификатора механических свойств (смесь гидроксида натрия и бентонитовой глины), после чего добавляли 20 гр. (43,92 масс.%) мономера (смесь акриламида и акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,66 гр. (1,45 масс.%) сшивателя (диэтиленгликоль диакрилат). Затем к раствору добавляли 1 гр. (2,20 масс.%) инициатора (персульфат аммония). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 1,3 к 1.

Пример 8. Способ приготовления состава для глушения скважин аналогичен описанному в примере 1. В емкость для смешения реагентов наливали воду 105 гр., затем запускали механическую мешалку и при постоянном перемешивании в емкость к воде добавляли 1 гр. (4,63 масс.%) модификатора механических свойств (хлорид аммония), после чего добавляли 20 гр. (92,60 масс.%) мономера (смесь акриламида и акриловой кислоты). В емкость к полученному раствору, при постоянном перемешивании добавляли 0,4 гр. (1,85 масс.%) сшивателя (диэтиленгликоль диакрилат). Затем к раствору добавляли 0,2 гр (0,92 масс.%) инициатора (смесь персульфата аммония и бисульфита натрия). Заданное количество воды к общей массе сшивателя, инициатора и мономера равно 4,8 к 1.

В таблице 1 представлены описанные в примерах 1-8 составы для глушения скважин

Таблица 1. Составы для глушения скважин с модификатором механических свойств

Состав Содержание, масс.% Мономер Сшиватель Инициатор Модификатор механических свойств Состав 1 86,02 0,22 0,86 12,90 Состав 2 43,58 4,32 0,04 52,06 Состав 3 95,66 0,72 0,96 2,66 Состав 4 43,26 1,43 0,04 55,27 Состав 5 49,79 0,37 0,05 49,79 Состав 6 51,74 0,34 0,03 47,89 Состав 7 43,92 1,45 2,20 52,43 Состав 8 92,60 1,85 0,92 4,63

Полученные составы 1-8 подвергали испытаниям, в ходе которых исследовали изменение коэффициента набухания ( составов в воде во времени и способность составов к самодеструкции при различных температурах эксплуатации, в частности при температурах 40°C, 60°C, 85°C и 105°C.

Изменение коэффициента набухания составов во времени исследовали следующим образом. Навеску конечного продукта массой m₀ (г) и объемом v₀ (м³) подвергали набуханию в водной среде при температуре 40°C/60°C/85°C/105°C, после чего производили измерение массы m (г) и объема v (м³) набухшего конечного продукта. Коэффициент набухания состава определяли массовым и объемным методами по следующим формулам:

где — коэффициент набухания состава, определенный массовым методом

где — коэффициент набухания состава, определенный весовым методом

Значение коэффициента набухания определяли как среднее арифметическое между знамениями и .

Определение коэффициента набухания производили на 1, 3, 5, 7, 10, 15, 21 и 24 дни. Результаты испытаний для различных температур заносили в Таблицу 2.

Таблица 2. Результаты изменения коэффициента набухания во времени

Составы Темп-ра Коэффициент набухания на n-й день на 1 день на 3 день на 5 день на 7 день на 10 день на 15 день на 21 день на 24 день Состав 1 60°C 18,95 20,86 21,72 21,72 21,88 20,51 20,23 20,16 Состав 2 40°C 11,6 11,5 11,5 11,5 11,5 11,1 – – Состав 2 60°C 13,0 13,0 10,8 Гель Гель Гель – – Состав 2 85°C 12,1 29,0 Гель Гель Гель Гель – – Состав 3 105°C 59,95 92,20 104,74 124,39 85,23 88,81 – – Состав 4 40°C 12,8 12,8 12,8 12,7 12,7 12,6 – – Состав 4 60°C 17,2 Гель Гель Гель Гель Гель – – Состав 4 85°C 4,9 14,7 11,5 Гель Гель Гель – – Состав 4 105°C 27,99 28,04 16,57 8,64 Разрушился Разрушился Разрушился Разрушился Состав 5 60°C 4,60 5,70 5,70 5,70 11,49 4,88 2,31 2,30 Состав 6 85°C 23,8 26,5 29,8 30,9 32,8 31,2 – – Состав 7 40°C 14,0 14,3 14,3 14,1 14,1 14,0 – – Состав 7 60°C 20,3 20,2 18,5 Гель Гель Гель – – Состав 7 85°C 22,6 26,4 33,7 Гель Гель Гель – – Состав 8 60°C 12,90 17,09 20,66 22,15 24,58 28,53 28,98 32,94

По результатам испытаний, в ходе которых исследовали изменение коэффициента набухания составов во времени при различных температурах эксплуатации, оценивали также способность составов к самодеструкции. О наличии процесса самодеструкции составов свидетельствовало снижение коэффициента набухания, хотя бы на одном из временных промежутков. Оценку деструкции составов производили на основании того на сколько коэффициент набухания снизился в сравнении с его первоначальным значением (α на 1-й день). Также некоторые из составов самодеструктурировались в течение первых трех дней, и превращались в гель, что приводило к невозможности оценки коэффициента набухаемости, что отражено в Таблице 2 как «Гель» или разрушались полностью, что отражено в Таблице 2 как «Разрушился».

Как видно из Таблицы 2 все представленные в таблице составы характеризуются досточным коэффициент набухания (α) в воде (не менее 4) на первый день, при этом наименьшение значение коэффициента набухания в воде (α) на первый день присуще составу 4 (при температуре 85°C) и 5 (при температуре 60°C). Согласно таблице 2 все исследуемые составы характеризуются стабильностью в течение не менее 3 дней, с последующим процессом их самодеструкции, которая выражается в снижении степени набухания после третьего и последующих дней, что свидетельствует о высокой эффективности действия описанных составов при проведении процесса глушения скважины в широком диапазоне пластовых температур (40-105°) и различных временных интервалах (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и ускорения процесса освоения скважины после ремонта.

Кроме того, заявленный состав для глушения скважин применяли для глушения скважин в промысловых условиях, для чего осуществляли закачку в скважину инертного носителя с составом для глушения скважин, после чего осуществляли закачку воды, затем ожидали набухания состава для герметизации скважины и проводили ремонт скважины, после чего ожидали последующую деструкцию состава с целью разгерметизации скважины.

Приведенные примеры подтверждают получение состава, который характеризуются требуемым коэффициентом набухания, при котором будет обеспечиваться давление, позволяющее провести блокировку (глушение) скважины в широком диапазоне температур. При этом снижение значения коэффициента набухания отражает процесс деструкции представленных составов, благодаря которому составы легко удаляются из скважины. Исследование блокирующего соства в промысловых условиях подтвердило достижение заявленного технического рузельтата, заключающегося в упрощении процесса ремонта скважин и повышении эффективности глушения скважин на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105°С) и различных временных интервалах (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и сокращении времени вывода скважины на режим.

Указанные признаки обеспечивают упрощение процесса ремонта скважин и повышение его эффективности на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105°С). Анализ различных составов и времени их деструкции позволяет подтвердить достижение дополнительного технического результата, а именно – обеспечение возможности регулирования времени глушения скважины в зависимости от времени ремонта.

Таким образом, описанные примеры свидетельствуют об обеспечении достижения технического результата, заключающегося в упрощении процесса ремонта скважин и повышении его эффективности на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105°С) и различных временных интервалов (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и ускорения процесса освоения скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, а именно к технологии глушения скважин на месторождениях, в том числе, осложненных аномально низкими пластовыми давлениями, а также иных объектах разработки, и может быть использована при ремонте скважин. Состав для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, и последующей сушкой, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40 °C и более. Также изобретение относится к способу приготовления состава для глушения скважин и к применению состава для глушения скважин, при котором осуществляют закачку в скважину инертного носителя с составом для глушения скважин. Технический результат заключается в упрощении процесса ремонта скважин и повышении эффективности глушения скважин на различных месторождениях в широком диапазоне пластовых температур (от 40 до 105 °С) и различных временных интервалах (в зависимости от вида ремонта скважин) при обеспечении высокой продуктивности процесса удаления блокирующего состава после ремонта скважин и сокращении времени вывода скважины на режим. 3 н. и 31 з.п. ф-лы, 2 табл., 8 пр.

1. Состав для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, и последующей сушкой, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40 °C и более.

2. Состав по п.1, в котором сшиватель представляет собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с двумя реакционноспособными кратными химическими связями, образованными остатками производных акриловой и метакриловой кислот.

3. Состав по п.1, в котором инициатор представляет собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений источников свободных радикалов.

4. Состав по п.1, в котором модификатор механических свойств представляет собой гомофазный или гетерофазный модификатор механических свойств или смесь гомофазного и гетерофазного модификаторов механических свойств.

5. Состав по п.1, в котором мономер представляет собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с одной реакционноспособной кратной химической связью, находящейся в остатке акриловой кислоты и/или в остатке метакриловой кислоты и/или в остатке винильного фрагмента.

6. Состав по п.2, в котором в группу соединений с двумя реакционноспособными кратными химическими связями, образованными остатками производных акриловой и метакриловой кислот, входят по меньшей мере диакрилат моноэтиленгликоля, диакрилат диэтиленгликоля, N,N’-метиленбисакриламид, полиэтиленгликоль-400 диакрилат.

7. Состав по п.3, в котором в группу соединений источников свободных радикалов, входят по меньшей мере персульфат аммония, персульфат натрия, персульфат калия.

8. Состав по п.4, в котором гомофазный модификатор механических свойств представлен по меньшей мере гидроксидом натрия, хлоридом аммония.

9. Состав по п.4, в котором гетерофазный модификатор механических свойств представлен по меньшей мере глиной бентонитовой, цеолитом, крахмалом, диоксидом кремния.

10. Состав по п.5, в котором в группу соединений с одной реакционноспособной кратной химической связью, находящейся в остатке акриловой кислоты и/или в остатке метакриловой кислоты и/или в остатке винильного фрагмента, входят по меньшей мере акриламид, акриловая кислота, метакриловая кислота.

11. Состав по п.1, представленный частицами фракции не более 1000 мкм.

12. Состав по п.11, представленный частицами фракции от 400 до 800 мкм.

13. Способ приготовления состава для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры с коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40 °C и более, при котором в воде смешивают модификатор механических свойств, мономер, сшиватель и инициатор, после чего проводят сушку, при этом количественное соотношение модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора составляет, масс.%:

сшиватель от 0,22 до 4,32;

инициатор от 0,03 до 2,20;

модификатор механических свойств от 2,66 до 55,27;

мономер остальное,

а количество воды к общей массе модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора выбирают из диапазона от 1 до 4,9 к 1.

14. Способ по п.13, в котором сшиватель представляет собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с двумя реакционноспособными кратными химическими связями, образованными остатками производных акриловой и метакриловой кислот.

15. Способ по п.13, в котором инициатор представляет собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений источников свободных радикалов.

16. Способ по п.13, в котором модификатор механических свойств представляет собой гомофазный или гетерофазный модификатор механических свойств или смесь гомофазного и гетерофазного модификаторов механических свойств.

17. Способ по п.13, в котором мономер представляет собой по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы соединений с одной реакционноспособной кратной химической связью, находящейся в остатке акриловой кислоты и/или в остатке метакриловой кислоты и/или в остатке винильного фрагмента.

18. Способ по п.14, в котором в группу соединений с двумя реакционноспособными кратными химическими связями, образованными остатками производных акриловой и метакриловой кислот, входят по меньшей мере диакрилат моноэтиленгликоля, диакрилат диэтиленгликоля, N,N’-метиленбисакриламид, полиэтиленгликоль-400 диакрилат.

19. Способ по п.15, в котором в группу соединений источников свободных радикалов, входят по меньшей мере персульфат аммония, персульфат натрия, персульфат калия.

20. Способ по п.16, в котором гомофазный модификатор механических свойств представлен по меньшей мере гидроксидом натрия, хлоридом аммония.

21. Способ по п.16, в котором гетерофазный модификатор механических свойств представлен по меньшей мере глиной бентонитовой, цеолитом, крахмалом, диоксидом кремния.

22. Способ по п.17, в котором в группу соединений с одной реакционноспособной кратной химической связью, находящейся в остатке акриловой кислоты и/или в остатке метакриловой кислоты и/или в остатке винильного фрагмента, входят по меньшей мере акриламид, акриловая кислота, метакриловая кислота.

23. Способ по п.13, при котором осуществляют перемешивание компонентов в течение не менее 20 мин, при этом режим перемешивания выбирают таким образом, чтобы частицы модификатора механических свойств находились в смеси во взвешенном состоянии.

24. Способ по п.13, при котором полученный состав измельчают.

25. Способ по п.13, при котором сушку осуществляют при температуре от 50 до 105 °С.

26. Способ по п.13, при котором сушку осуществляют до содержания остаточной влаги в полученной массе на уровне не более 15%.

27. Способ по п.13, при котором после сушки полученного состава осуществляют его дробление.

28. Способ по п.27, при котором дробление осуществляют до фракции не более 1000 мкм.

29. Способ по п.28, при котором дробление осуществляют до фракции от 400 до 800 мкм.

30. Применение состава для глушения скважин, при котором осуществляют закачку в скважину инертного носителя с составом для глушения скважин, представленный саморазрушающимся полимером трехмерной структуры, полученный посредством смешивания в воде модификатора механических свойств, мономера, сшивателя и инициатора, и последующей сушкой, характеризующийся коэффициентом набухания в воде (α) не менее 4 на первый день при температуре 40 °C и более, а после осуществляют закачку воды.

31. Применение по п.30, при котором инертный носитель выбран из группы углеводородных агентов.

32. Применение по п.31, при котором в группу углеводородных агентов входит по меньшей мере нефть.

33. Применение по п.31, при котором в группу углеводородных агентов входит по меньшей мере дизельное топливо.

34. Применение по п.30, при котором после закачки инертного носителя с составом для глушения скважин дополнительно осуществляют закачку углеводородного агента.