Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ

Изобретение относится к тампонирующему составу и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение изолирующей способности состава, расширение области применения при одновременном снижении расхода дорогостоящих кремнийорганических соединений. Тампонирующий состав, включающий кремнийорганическое соединение, воду, катализатор отверждения - соляную кислоту и модификатор, в качестве кремнийорганического соединения содержит кремнийорганическую жидкость - "Силор", а в качестве модификатора - нефть товарную при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганическая жидкость "Силор" 75,8-92,5, соляная кислота 0,4-2,4, вода 0-16,7, нефть товарная 1,7-5,1, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к тампонирующим составам для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине.

Известен тампонажный состав для изоляции притока вод, включающий 99,05-99,8 мас.% алкилового эфира ортокремниевой кислоты и 0,2-0,95 мас.% соляной кислоты. Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации алкилового эфира ортокремниевой кислоты, в результате которой получают тампонирующую массу [1].

Известный состав имеет существенный недостаток - использование большого количества дорогостоящего алкилового эфира ортокремниевой кислоты.

Известен тампонажный состав для тампонирования высокопроницаемых зон нефтяного пласта с целью водоизоляции и регулирования разработки нефтяных месторождений методом заводнения [2]. Состав включает алкиловый эфир ортокремниевой кислоты, соляную кислоту и воду при следующем соотношении ингридиентов, мас.%:

Алкиловый эфир ортокремниевой кислоты0,125-33,300
Соляная кислота0,0003-0,1000
Водаостальное

Недостаток состава в том, что получаемая по истечении периода структурообразования тампонирующая масса, при концентрации гидролизата эфира в составе, равном 0,5% и более, обладает высокой хрупкостью и, как следствие, ее механической прочности может быть недостаточно для сохранения эффекта от водоизоляционных работ в течение продолжительного периода времени. При концентрации гидролизата эфира менее 0,5% тампонажный состав по истечении периода структурообразования переходит в суспензию полиортокремниевой кислоты в воде. Полученная суспензия не может быть использована для ликвидации заколонных перетоков, герметизации нарушений эксплуатационной колонны. Область применения тампонажного состава с концентрацией гидролизата эфира менее 0,5% ограничена проведением работ по ограничению водопритока из обводненных продуктивных коллекторов с низкой приемистостью.

Технической задачей изобретения является повышение изолирующей способности состава, расширение области применения при одновременном снижении расхода дорогостоящих кремнийорганических соединений.

Задачу решают использованием в качестве кремнийорганического соединения продукта химической деструкции силиконовых резин с торговой маркой "Силор". Кроме кремнийорганической жидкости "Силор" тампонажный состав содержит соляную кислоту, воду и товарную нефть при следующем соотношении, мас.%:

Кремнийорганическая жидкость "Силор"75,8-92,5
Соляная кислота0,4-2,4
Вода0-16,7
Нефть товарная1,7-5,1

Кремнийорганическую жидкость "Силор", выпускаемую по ТУ 2229-052-05766761-2003, получают химической деструкцией в присутствии тетраэтоксилана отходов производства резино-технических изделий на основе силиконовых каучуков. В процессе деструкции образуются диспергированные в олигомерах алкиловых эфиров ортокремниевых кислот аэросил и белая сажа, выполняющие в тампонажном составе роль наполнителей. Полученная дисперсия наполнителей в "Силоре" и может содержать до 40 мас.% аэросила и белой сажи.

Использование в качестве кремнийорганического соединения дисперсии наполнителей в алкиловых эфирах ортокремниевых кислот позволяет существенно снизить расход последнего. Содержащиеся в тампонажном составе наполнители способствуют снижению температуры саморазогрева при отверждении тампонажного состава и усадки тампонирующей массы, получаемой по истечении периода структурообразования. Тампонирующая масса с наполнителем в виде тонкодисперсных частиц обладает более высокой механической прочностью, так как армирующие наполнители воспринимают основную долю нагрузки. Повышение механической прочности тампонирующей массы способствует повышению изолирующей способности.

Нефть в данном составе выполняет роль модификатора, улучшающего смачиваемость и снижающего поверхностную энергию наполнителей. Нефть улучшает диспергируемость наполнителей в дисперсионной среде, предотвращает образование в жидкой фазе тампонажного раствора коагуляционной структуры, гомогенизирует состав.

Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации кремнийорганического соединения.

Тампонирующий состав готовят смешиванием расчетных объемов кремнийорганической жидкости "Силор" и товарной нефти с последующим добавлением водного раствора соляной кислоты. После добавления водного раствора соляной кислоты, по истечении периода структурообразования, получают тампонирующую массу.

Пример. К 5,8 г воды приливают 2,0 г соляной кислоты, полученный раствор соляной кислоты перемешивают в течение 3 мин. К 88,3 г кремнийорганической жидкости "Силор" приливают 3,9 товарной нефти и перемешивают в течение 3 мин. К смеси кремнийорганической жидкости "Силор" и товарной нефти приливают полученный водный раствор соляной кислоты и перемешивают в течение 5 мин.

Водоизолирующие свойства составов оценивают на моделях пласта длиной 7 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль за их расходом по схеме: "скважина-пласт" и "пласт-скважина". Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают воду. В процессе прокачки воды проводят замер расхода и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Затем через эту модель прокачивают исследуемый состав в количестве, равном перовому объему модели пласта (моделирование "скважина-пласт"). Модель оставляют на одни сутки с целью упрочнения тампонирующей массы. После этого проводят обратную прокачку воды (моделирование "пласт-скважина"). Также определяют проницаемость по формуле Дарси. Далее определяют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и снижение проницаемости модели. Данные об ингредиентном содержании заявляемого и известных составов, а также результаты исследования составов на моделях пластов приведены в табл.1. Из результатов исследований следует, что предлагаемые составы обладают более высокой изолирующей способностью по сравнению с известными. Более высокая изолирующая способность достигается за счет наличия в составе кремнийорганической жидкости "Силор" наполнителей, обеспечивающих повышение механической прочности и снижение усадки тампонирующей массы за счет ее армирования.

С целью оценки стабильности сроков структурирования заявляемого и известных тампонажных составов, были проведены исследования по выявлению влияния на сроки структурирования температуры ингредиентов составов и окружающей среды, а также температуры саморазогрева в процессе образования тампонирующей массы. Данные об ингредиентном содержании заявляемого и известных составов, а также результаты исследования стабильности сроков структурирования приведены в табл. 2. Из результатов исследований следует, что отверждение известных составов, при температуре ингредиентов и окружающей среды +40°С, происходит в течение нескольких минут. Скоротечное отверждение составов вызвано экзотермическим характером реакции гидролитической поликонденсации алкилового эфира кремниевой кислоты. При смешении ингредиентов состава происходит неконтролируемый саморазогрев, вызывающий отверждение в течение нескольких минут. Отверждение предлагаемых составов при температуре ингредиентов и окружающей среды +40°С происходит в течение продолжительного периода времени. Предлагаемые составы обладают более стабильными сроками структурирования по сравнению с известными из-за наличия в кремнийорганической жидкости "Силор" наполнителей, способствующих снижению температуры саморазогрева при отверждении тампонирующего состава.

Благодаря указанным выше преимуществам, предлагаемый состав может быть использован для проведения большинства видов ремонтно-изоляционных работ в скважине, включая ликвидацию заколонных перетоков, герметизацию нарушений эксплуатационной колонны. Стабильные сроки структурирования позволяют использовать предлагаемый состав в широком диапазоне температур окружающей среды, что существенно расширяет область его применения. Использование предлагаемого изобретения позволяет существенно снизить расход дорогостоящего алкилового эфира кремниевой кислоты за счет использования в качестве кремнийорганического соединения дисперсии наполнителей (до 40 мас.%).

Таблица 1

Изменение проницаемости моделей пласта, обработанных заявляемым тампонажным составом, в сравнении с прототипом (Патент РФ №1747678)
№ СоставаСодержание компонентов в составе, мас.%Проницаемость модели пласта насыщенной водой, ДСнижение проницаемости,%
Силор-дисперсия наполнителей (31 мас.%) в алкиловом эфире орто-кремниевой кислотыАлкиловый эфир кремниевой кислотыНефтьСоляная кислотаВодаДо обработкиПосле обработки
Заявляемый
192,5-5,12,4-0,590,01298
288,3-3,92,05,80,510,01597
384,6-2,91,311,20,480,02295
481,2-1,70,416,70,620,02596
Прототип
5-33,3-0,166,60,470,2253
6-6,0-0,01593,9850,50,4118
7-2,0-0,00597,9950,350,2917
8-0,125-0,0003599,87470,470,4211

Источники информации

1 Патент США №2229177, кл. 166-21, опублик. 1941.

2 Патент РФ №1747678, Е 21 В 33/138.

Тампонирующий состав, включающий кремнийорганическое соединение, воду, катализатор отверждения - соляную кислоту и модификатор, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического соединения он содержит кремнийорганическую жидкость - "Силор", а в качестве модификатора - нефть товарную при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кремнийорганическая жидкость "Силор"75,8-92,5
Соляная кислота0,4-2,4
Вода0-16,7
Нефть товарная1,7-5,1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и разведочных скважин и может использоваться для изоляции горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к составам изоляционных материалов для крепления скважин и разобщения пластов. .
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным материалам пониженной плотности, и может быть использовано при цементировании скважин.

Изобретение относится к области строительства скважины и направлено на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при креплении скважин от загрязняющих и кольматирующих действий фильтрата и продуктами гидратации цементного раствора под высоким давлением его закачивания.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании обсадных колонн. .

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и касается составов тампонажных материалов, используемых при цементировании обсадных колонн в условиях многолетних мерзлых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проведению работ по разобщению пластов при креплении скважин обсадными колоннами с переменным температурным режимом при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте скважин подземного хранения газа, а также для других изоляционных и блокирующих процессов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача.
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину и ремонтно-изоляционным работам в нагнетательных и эксплуатационных скважинах высокотемпературных пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции пластов в местах водопритоков с применением тампонажных составов на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тампонажному составу для изоляции и разобщения зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин в зонах соляного карста или в межсолевых отложениях при наличии гидродинамической связи между ними
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам, предназначенным для ликвидации нефтегазопроявлений по зацементированному межколонному пространству скважин
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, конкретно к области проведения в них изоляционных работ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений в зоне многолетнемерзлых грунтов
Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к способам ликвидации заколонных перетоков и водопритоков
Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к способам ликвидации заколонных перетоков и водопритоков
Наверх