Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

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. %:

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.