Способ ограничения водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в добывающие скважины, и может быть использовано с применением колтюбинговой установки. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности водоизоляционных работ за счет сокращения времени гелеобразования, общего времени проведения изоляционных работ, исключения аварийных ситуаций при одновременном расширении технологических возможностей использования способа в условиях низкотемпературной скважины. В способе ограничения водопритока в скважине, включающем приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости - КЖ, водный раствор КЖ получают смешением ее с пластовой водой плотностью 1000-1180 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, объем. %: КЖ 20-70; пластовая вода плотностью 1000-1180 кг/м3 30-80, дополнительно до и после закачки водного раствора КЖ закачивают водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, объем. %: водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3 20-40; указанный раствор КЖ 60-80. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в добывающие скважины, и может быть использовано с применением колтюбинговой установки.

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя (инициатора реакции полимеризации силиката натрия) [а.с.1423726, МПК Е21В 33/13, опубл. БИ №34, 1988 г.]. Водный раствор силиката натрия (жидкое стекло) вступает в реакцию с отвердителем (раствор соляной кислоты), в результате которой образуется кремнезоль.

К недостаткам способа можно отнести то, что образующийся в результате реакции полимеризации кремнезоль недостаточно устойчив к размыву пластовой водой, что в свою очередь снижает срок эксплуатации изоляционного экрана.

Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя и выдержку смеси в пласте на время гелеобразования. Время гелеобразования определяют в зависимости от удельной приемистости скважины [Патент РФ №2071548, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №1, 1997 г.].

Недостатком известного способа является плохая фильтруемость смеси в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты, что снижает эффективность изоляции вод.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому предложению является способ ограничения водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости [Строганов В.М., Строганов A.M. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР: пути и перспективы развития. Интервал №6, 2006 г.стр.24-30]. Закачку осуществляют параллельно через тройник в НКТ кремнийорганической жидкости АКОР БН и воды с рН<6,5 или приготовленный в мернике цементировочного агрегата водоизоляционый состав АКОР БН-вода и закачивают через НКТ в скважину. Объемное соотношение водоизоляционного состава АКОР БН - вода выбирается в зависимости от необходимого времени гелеобразования. Однако состав можно использовать только для пластов с температурой выше 40°С. Время гелеобразования состава при температурах ниже 40°С составляет более 32 часов, что отрицательно сказывается на успешности водоизоляционных работ в условиях низкотемпературных скважин. Водоизоляционные составы с кремнийорганической жидкостью АКОР БН с коротким временем гелеобразования технологически трудно осуществить ввиду экзотермического характера реакции отверждения и, вследствие этого, возникновением аварийной ситуации, в частности при использовании современных колтюбинговых технологий (гибкой трубы) для ремонта скважин.

Технической задачей предложения является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет сокращения времени гелеобразования, общего времени проведения изоляционных работ, исключения аварийных ситуаций при одновременном расширении технологических возможностей использования способа в условиях низкотемпературных скважин.

Задача решается предлагаемым способом ограничения водопритока в скважине, включающим приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости (КЖ).

Новым является то, что водный раствор КЖ получают смешением ее с пластовой водой плотностью 1000-1180 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, объем. %:

КЖ 20-70
пластовая вода плотностью 1000-1180 кг/м3 30-80

дополнительно до или после закачки водного раствора КЖ закачивают водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, объем. %:

водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3 20-40
указанный раствор КЖ 60-80

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «изобретательский уровень».

В качестве кремнийорганической жидкости используют, например АКОР-БН 102, АКОР-БН 101 (ТУ 2458-001-01172772-99), продукт 119-296Т (ТУ 2229-266-05763441-99), продукт 119-296 (ТУ 6-05-05763441-43-92), ВТОКС (ТУ 6-02-1-045-94), этилсиликат-32 (ТУ 2435-397-05763441-2003) и т.д.

Водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3 получают разбавлением стекла натриевого жидкого (силикат натрия) по ГОСТ 13078-81 пресной водой до соответствующей плотности.

Водный раствор кремнийорганической жидкости получают смешением его с пластовой водой плотностью 1000-1180 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, объем. %:

кремнийорганическая жидкость 20-70
пластовая вода плотностью 1000-1180 кг/м3 30-80

Необходимо отметить, что большинство существующих водоизоляционных материалов обладают повышенной вязкостью и не могут быть применены с использованием гибкой трубы. За счет использования в предлагаемом способе водного раствора кремнийорганической жидкости и водного раствора силиката натрия с вязкостью менее 25 мПа·с возможно ведение водоизоляционных работ с помощью гибкой трубы.

Сущность предложения заключается в следующем. Через гибкую трубу или насосно-компрессорные трубы, спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3, буферную жидкость и водный раствор кремнийорганической жидкости или последовательно закачивают водный раствор кремнийорганической жидкости, буферную жидкость и водный раствор силиката натрия. В качестве буферной жидкости используется нефть или пресная вода в объеме 0,2-0,3 м3. Закачивание буфера производится для разделения закачиваемых компонентов во избежание структурирования водоизоляционной композиции в процессе закачивания при взаимодействии кремнийорганической жидкости с силикатом натрия.

После контактирования компонентов состав превращается в нерастворимую твердую полимерную массу, которая надежно закупоривает поры пласта.

После закачивания в изолируемый интервал компонентов происходит структурирование водоизоляционной композиции по всему объему. До непрокачиваемого состояния композиция отверждается в течение нескольких минут, максимальный набор прочности происходит через 8 часов после закачивания. Количество образовавшегося тампонажного материала составляет 100% от объема закачиваемых компонентов.

Известно, что с целью предотвращения чрезмерного роста давления закачивания выше допустимого, динамическая вязкость технологических жидкостей для проведения ремонтных работ с использованием гибкой трубы диаметром 25,4-38,1 мм не должна превышать 10-30 мПа·с. Разбавленные водные растворы силиката натрия и кремнийорганической жидкости, используемые в предлагаемом способе, удовлетворяют данному требованию.

Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления предложения.

Пример 1

Готовят водный раствор силиката натрия плотностью 1050 кг/м3 путем разбавления стекла натриевого жидкого (силикат натрия) по ГОСТ 13078-81 пресной водой.

Плотность определяют стеклянным ареометром (ГОСТ 18481-81).

Далее готовят водный раствор кремнийорганической жидкости АКОР БН 102 путем смешения кремнийорганической жидкости АКОР БН 102 с пластовой водой при следующем соотношении реагентов, объем. %:

кремнийорганическая жидкость АКОР-БН 102 20
пластовая вода плотностью 1000 кг/м3 80

Динамическую вязкость приготовленных водных растворов силиката натрия и кремнийорганической жидкости определяют на ротационном вискозиметре VISCO STAR.

Начальная динамическая вязкость водного раствора силиката натрия составляет 10 мПа·сек.

Температура испытания поддерживается с помощью термостатирующей бани с точностью ±1°С. Температура испытания - 20°С. Коэффициент изоляции через 8 часов - 100%.

Испытание водоизолирующей способности предлагаемого способа проводили на моделях пласта длиной 80 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». Модель пласта насыщали водой, определяли исходную проницаемость по воде, затем закачивали исследуемые составы. Суммарный объем закачанных компонентов водоизоляционной композиции был равен поровому объему модели пласта. Модель оставляли на 8 часов в термостате при заданной температуре от 10 до 40°С с целью структурирования водоизоляционной композиции. После этого проводили обратную прокачку воды для определения проницаемости по формуле Дарси и вычисления эффекта изоляции. Эффект изоляции определяли по формуле:

Э=(К12)/К1·100;

где K1 - проницаемость модели пласта до тампонирования, мкм2;

К2 - проницаемость модели пласта после тампонирования, мкм2.

Результаты исследований представлены в таблице.

Примеры 2-12 производят аналогично примеру 1.

Примеры 1-5, 11 Последовательность закачивания водоизоляционной композиции для определения коэффициента изоляции на моделях пласта осуществляли в следующей последовательности: водный раствор силиката натрия, буферная жидкость и водный раствор кремнийорганической жидкости.

Примеры 6-10, 12. Последовательность закачивания водоизоляционной композиции для определения коэффициента изоляции на моделях пласта осуществляли в следующей последовательности: водный раствор кремнийорганической жидкости, буферная жидкость и водный раствор силиката натрия.

Оптимальные количество, концентрация и соотношение объемов водного раствора силиката натрия и кремнийорганической жидкости были определены в ходе лабораторных испытаний с учетом достижения структурирования водоизоляционной композиции во всем объеме при указанных условиях применения.

При содержании водного раствора силиката натрия в водоизоляционной композиции менее 20 объем. %, и плотностью менее 1050 кг/м3, а также при содержании водного раствора кремнийорганической жидкости более 80 объем. %, не обеспечивается эффективность изоляционных работ в условиях низких температур.

При применении водного раствора силиката натрия плотностью более 1100 кг/м3 и при содержании водного раствора силиката натрия более 40 объем. %, а водного раствора кремнийорганической жидкости менее 60% невозможно произвести закачку через гибкую трубу, т.к. вязкость водного раствора силиката натрия составляет 51 мПа·сек.

Из таблицы 1 видно, что предлагаемые составы обладают высокой эффективностью изоляции (98-100%), что говорит о высокой эффективности предлагаемого способа ограничения водопритока в скважине.

Таким образом, в данном предложении достигается результат -увеличение эффективности водоизоляционных работ с использованием кремнийорганической жидкости при различных температурных условиях. Из-за быстрого структурирования водоизоляционной композиции предлагаемый способ позволяет сократить общее время проведения ремонтно-изоляционных работ и может быть применен для изоляции в пластах с высокой поглощающей способностью.

Способ ограничения водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости - КЖ, отличающийся тем, что водный раствор КЖ получают смешением ее с пластовой водой плотностью 1000-1180 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, об.%:

КЖ 20-70
пластовая вода плотностью 1000-1180 кг/м3 30-80,

дополнительно до или после закачки водного раствора КЖ закачивают водный раствор силиката натрия плотностью 1050-1100 кг/м3 при следующем соотношении реагентов, об.%:
водный раствор силиката натрия плотностью
1050-1100 кг/м3 20-40
указанный раствор КЖ 60-80.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к селективной изоляции высокопроницаемых промытых водой зон пласта в добывающих скважинах при отсутствии точных сведений о местоположении указанных зон пласта в неоднородных коллекторах нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для изоляционных работ в скважинах, которые могут быть использованы для ликвидации межколонных газопроявлений, изоляции поглощающих пластов при бурении и ремонте скважин, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн, разделении потоков жидкостей и других ремонтных работах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения водопритока при капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к способам ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ликвидации зон поглощения в скважине, и может быть использовано для изоляции зон поглощений пласта при капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин, а также при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляции водопритоков в добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для нанесения на стенки скважины технологических составов, содержащих твердую фазу. .

Изобретение относится к способам для изоляции пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам сокращения попутно добываемой воды, а также может быть использовано для ликвидации зон поглощения при бурении скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пластов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам приготовления гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к спуску и цементированию обсадной колонны в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритока в скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ, включает спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах, последовательное закачивание в насосно-компрессорные трубы структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости и структурообразователя и последующее смешивание структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляции водопроявляющих или поглощающих пластов, преимущественно, когда в пластовой жидкости присутствует растворенный сероводород
Наверх