Способ селективной изоляции притока пластовых вод
Владельцы патента RU 2362007:
Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" (RU)
Изобретение относится к способам для изоляции пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности изоляции водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств тампонирующего состава. В способе селективной изоляции притока пластовых вод, включающем последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м3 предварительной и не более 0,5 м3 последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%: измельченный керамзит 17,5-22,5; натрий силикат 45-60; натрий кремнефтористый 4,5-5,5; натрий углекислый 1-3; ПАВ 0,001-0,005; вода пресная остальное, при этом керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.
Известны способы селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, заключающиеся в последовательной закачке в пласт буферной жидкости, тампонирующего состава и продавочной жидкости (например, а.с. СССР № 905440 Е21В 43/32, 1982 г.).
Наиболее близким к предлагаемому является способ селективной изоляции притока пластовых вод, в котором в качестве буферной жидкости используют водный раствор карбоната натрия, а в качестве тампонирующего состава используют бентонит, силикат натрия, полимер и воду при соотношении компонентов, мас.%:
| Бентонит | 5-10 |
| Силикат натрия | 2-4 |
| Полимер | 0,1-0,3 |
| Вода | остальное |
(см. заявка РФ № 92011390/03 от 11.12.92, опубл. 20.04.95, Е21В 33/138).
Недостатком известных способов, в т.ч. прототипа, является недостаточная надежность изоляции водопритока из-за недостаточно высоких структурно-механических свойств тампонирующего состава.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств тампонирующего состава.
Технический результат достигается тем, что в способе селективной изоляции притока пластовых вод, включающем последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, новым является то, что в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м3 предварительной и не более 0,5 м3 последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество - ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Измельченный керамзит | 17,5-22,5 |
| Натрий силикат | 45-60 |
| Натрий кремнефтористый | 4,5-5,5 |
| Натрий углекислый | 1-3 |
| ПАВ | 0,001-0,005 |
| Вода пресная | остальное |
При этом керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе использована новая композиция тампонирующего состава, в котором в качестве наполнителя использован измельченный до состояния пыли или мелких гранул (менее 0,4 мм) керамзит, который играет роль сшивателя и структурообразователя, что обеспечивает образование однородной суспензии, и в конечном результате образование однородно прочного камня.
Водный раствор силиката натрия (жидкого стекла) является растворителем химреагентов и стеклообразователем.
Натрий кремнефтористый играет роль отвердителя жидкого стекла, который хорошо растворим в водных растворах последнего, при этом его количество по отношению к жидкому стеклу (см. табл.1) берется из оптимального расчета, позволяющего создавать прочные камни.
ПАВ, в частности неонол или нефтенол (эквиваленты), выполняет роль замедлителя реакции отверждения жидкого стекла. Количество ПАВ зависит от условий проведения операции (температура, давление, время подготовки и закачки) исходя из расчетного времени начала схватывания тампонирующего состава (см. табл.2).
Натрий углекислый (карбонат натрия) после отверждения жидкого стекла и образования камня в пласте улучшает механические свойства камня и снижает его водопроницаемость при взаимодействии с пластовой водой, содержащей соли поливалентных металлов, преимущественно магния и кальция. При контакте пластовой воды, содержащей соли магния и кальция, происходит реакция карбоната натрия с ними с образованием водонерастворимых карбонатов «реакции (1) и (2)»:
Существенным признаком изобретения является и то, что в качестве буферной жидкости использована пресная вода в объемах не более 1 м3 и не более 0,5 м3 соответственно до и после тампонирующего состава, которая отделяет его от опрессовочной пластовой воды с одной стороны и продавочной пластовой воды с другой.
Указанные объемы пресной воды определены опытным путем исходя из условия, что их защитный эффект необходим только во время закачки и к моменту доставки тампонирующего состава в пласт пресная вода должна практически полностью смешаться с пластовой.
В условиях пласта до начала затвердевания тампонирующего состава при контакте с ним опрессовочной и продавочной пластовых вод с одной и другой стороны образуются водонерастворимые вяжущие соединения (силикаты кальция и магния) «согласно реакции (3) и (4)», обладающие высокими адгезионными свойствами, которые создают экранирующие слои, препятствующие выносу и разбавлению тампонирующего состава:
После затвердевания тампонирующего состава и образования камня проникновение в его поры пластовой воды способствует улучшению механических и фильтрационных свойств камня, благодаря наличию в составе карбоната натрия «см. реакции (1) и (2)».
Способ приготовления тампонирующего раствора
В емкость для приготовления раствора наливают расчетное количество товарного силиката натрия плотностью 1500 кг/м3 (±50), добавляют расчетное количество пресной воды, перемешивают, добавляют расчетное количество остальных реагентов и перемешивают насосным агрегатом до получения однородной суспензии.
В таблице 1 приведены варианты тампонирующего состава.
| Таблица 1 | |||
| Компонентный состав, мас.% | Варианты | ||
| А | Б | В | |
| 1. Измельченный керамзит | 17,5 | 20,0 | 22,5 |
| 2. Силикат натрия | 45 | 52,5 | 60 |
| 3. Натрий кремнефтористый | 4,5 | 5,0 | 5,5 |
| 4. Карбонат натрия | 3 | 2 | 1 |
| 5. ПАВ (неонол* или нефтенол**) | 0,001* | 0,003** | 0,005** |
| 6. Вода | 29,999 | 20,497 | 10,995 |
Способ проведения работ по изоляции водопритока в нефтяных, или газовых, или нефтегазовых скважинах
На устье скважины посредством насосных агрегатов проводят опрессовку нагнетательных трубопроводов пластовой водой, после чего осуществляют закачку предварительной буферной пресной воды в объеме не более 1,0 м3, следом закачку тампонирующего раствора, затем закачку последующей буферной пресной воды в объеме не более 0,5 м3 и наконец, закачку продавочной пластовой воды в объеме НКТ, после чего скважину закрывают на расчетное время затвердевания тампонирующего состава и образования в поровом пласте цельного камня.
В таблице 2 приведены технические характеристики образующегося в пласте камня, варианты в соответствии с табл.1.
| Таблица 2 | |||
| Показатели | Варианты | ||
| А | Б | В | |
| 1. Адгезионная прочность, МПа | 3-4 | 4-5 | 5-6 |
| 2. Водонепроницаемость, МПа | 12-13 | 13-14 | 14-15 |
| 3. Предел прочности при сжатии, МПа | 8-10 | 10-12 | 12-14 |
| 4. Предел прочности при изгибе, МПа | 4-5 | 5-6 | 6-7 |
| 5. Начало схватывания, ч | 6-7 | 5-6 | 4-5 |
Объем необходимого гидроизоляционного раствора зависит от интервала перфорации, пористости и проницаемости обводненного участка ПЗП и определяется расчетным путем.
Время затвердевания состава и образования стойкого камня в пластовых условиях составляет не менее 12-72 часов и зависит от температуры пласта, таблица 3.
Зависимость затвердевания тампонирующего состава от температуры.
| Таблица 3 | |
| Температура | Время затвердевания |
| Ниже 25°С | Не менее 72 часов |
| 25-50°С | Не менее 48 часов |
| 50-70°С | Не менее 24 часов |
| Выше 70°С | Не менее 12 часов |
В таблице 4 приведены сравнительные результаты лабораторных исследований в поровых кернах предлагаемого способа в сравнении с прототипом.
| Таблица 4 | |||||
| № | Исходная проницаемость керна, дарси | Прототип | Предлагаемый способ | ||
| Проницаемость керна после закачки, дарси | Эффективность, % | Проницаемость керна после закачки, дарси | Эффективность % | ||
| 1 | 6,3 | 3,8 | 40 | 0,78 | 87,6 |
| 2 | 4,6 | 2,1 | 54 | 0,46 | 90,0 |
| 3 | 3,2 | 1,3 | 59 | 0,21 | 93,4 |
| 4 | 2,8 | 1 | 61 | 0,12 | 95,7 |
| 5 | 1,9 | 0,7 | 63 | 0,06 | 96,8 |
| 6 | 1,3 | 0,46 | 65 | 0,03 | 97,7 |
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает создание прочного гидроизоляционного барьера, проницаемость которого на порядок меньше, чем у прототипа.
1. Способ селективной изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м3 предварительной и не более 0,5 м3 последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Измельченный керамзит | 17,5-22,5 |
| Натрий силикат | 45-60 |
| Натрий кремнефтористый | 4,5-5,5 |
| Натрий углекислый | 1-3 |
| ПАВ | 0,001-0,005 |
| Вода пресная | Остальное |
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм.
