Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений


 


Владельцы патента RU 2405926:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, и может быть использовано для герметизации нарушений целостности эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений включает закачку в интервал поглощения суспензии фосфогипса и стекла натриевого жидкого. При этом в скважину предварительно закачивают оторочку из 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии, а далее в 1-4 цикла последовательно закачивают равные количества стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса с суммарным объемом одного цикла от 4 до 8 м3 с промежуточной закачкой между ними буфера из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, и может быть использовано для герметизации нарушений целостности эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов.

Известен состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, который дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки (Патент RU №2307146, МПК С09К 8/504, опубл. 27.09.2007, Бюл. №27).

К недостаткам способа можно отнести его малую эффективность при проведении ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений из-за низкой закупоривающей способности тампонирующей массы, образующейся при структурировании используемого состава, а также короткое время структурирования тампонажной композиции, препятствующее ее проникновению в изолируемую зону.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий закачку в пласт водной суспензии структурообразующего вещества - гипса и водного раствора силиката одновалентного катиона, в качестве гипса используют гипс химический - фосфогипс, фторогипс, борогипс, магнезия-гипс, гидролизный гипс, одновалентным катионом является натрий, калий, литий, при этом указанная суспензия содержит гипс химический с концентрацией 2,1-7,5%, а указанный раствор используют с концентрацией 21-50%, причем закачку указанных водной суспензии и водного раствора осуществляют одновременно или последовательно. Указанная суспензия может содержать дополнительно наполнитель - бентонитовую глину, древесную муку, кварцевый песок при следующем соотношении химический гипс: наполнитель 1-10:1 (Патент RU №2224101, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.02.2004, Бюл. №5).

К недостаткам способа можно отнести:

- малую концентрацию фосфогипса в суспензии - 2,1-7,5%, при которой не образуется плотная тампонирующая масса, способная противостоять перепадам давления в течение длительного времени;

- налипание фосфогипса на насосно-компрессорные трубы.

Перечисленные недостатки снижают эффективность ремонтно-изоляционных работ.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет использования предложенного способа, позволяющего исключить налипание фосфогипса на насосно-компрессорные трубы, и тампонажной композиции, обладающей более высокими структурно-механическими свойствами, большей проникающей способностью, позволяющими продлить водоизолирующий эффект.

Задача решается способом проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, включающим закачку в интервал поглощения суспензии фосфогипса и стекла натриевого жидкого.

Новым является то, что в скважину предварительно закачивают оторочку из 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии, а далее в 1-4 цикла последовательно закачивают равные количества стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса с суммарным объемом одного цикла от 4 до 8 м3 с промежуточной закачкой между ними буфера из пресной воды.

Новым является также то, что после закачивания стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса закачивают цементный раствор.

Сущность предлагаемого способа заключается в блокировании поглощающего интервала в процессе ремонтно-изоляционных работ тампонирующей массой, образующейся при смешении компонентов предлагаемой тампонажной композиции. При реализации способа в изолируемый поглощающий интервал через спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии, далее в 1-4 цикла равные количества стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса. Суммарный объем одного цикла составляет 4-8 м3. Объем тампонажной композиции зависит от удельной приемистости поглощающего интервала. При удельной приемистости нарушения от 2 до 6 м3/(ч·МПа) используется от 10 до 25 м3 тампонажной композиции, выше 6 м3/(ч·МПа) - более 25 м3. Между стеклом натриевым жидким и 50%-ной водной суспензией фосфогипса закачивают 0,2-0,3 м3 пресной воды в качестве буфера с целью исключения преждевременного смешивания компонентов тампонажной композиции при прокачивании по насосно-компрессорным трубам, в противном случае мгновенно образуется плотная тампонирующая масса, что может привести к аварийной ситуации.

Нефтекислотная эмульсия препятствует налипанию суспензии фосфогипса к насосно-компрессорным трубам, а соляная кислота, входящая в состав нефтекислотной эмульсии, замедляет структурирование тампонажной композиции и способствует более глубокому ее проникновению в поглощающий пласт. 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии достаточно для проникновения тампонажной композиции в поглощающий пласт и образования там водоизоляционного экрана, выдерживающего перепады давления, которые существуют в системе «пласт-скважина». Закачанную композицию продавливают в изолируемый интервал водой, содержащей 0,1 об.% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, который обладает моющими свойствами и способствует очистке труб от остатков тампонажной композиции.

Реагенты, применяемые в заявляемом способе и соответствующие требованиям ГОСТов и ТУ, представлены в таблице 1.

Таблица 1
Реагенты, применяемые в заявленном способе
Наименование реагента ГОСТ или ТУ Внешний вид
Стекло натриевое жидкое ГОСТ 13078-81 Густая жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом
Фосфогипс марки А ТУ 2141-677-00209438-2004 Твердое мелкокристаллическое вещество от светло-серого до темно-серого цвета с наличием частиц (комков)
Портландцемент тампонажный ГОСТ 1581-96 Изготавливается на основе портландцементного клинкера и предназначен для цементирования нефтяных, газовых и других скважин
Соляная кислота ГОСТ 857-95 Прозрачная бесцветная или желтоватая жидкость с массовой долей хлористого водорода не менее 31,5%
Моющий препарат МЛ-81Б ТУ 3481-007-48482528-99 Подвижная вязкая жидкость от желтого до коричневого цвета - водный раствор смеси анионных (сульфанол, сульфонат) и неионогенных (неонол) поверхностно-активных веществ

Увеличение в составе тампонажной композиции содержания фосфогипса приводит к увеличению структурно-механических свойств получаемой тампонирующей массы. Исследования структурно-механических свойств тампонирующей массы проводили известным способом, измеряя пластическую прочность по методу конического пластомера П.А. Ребиндера (Справочное руководство по тампонажным материалам: Учебное пособие / Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. - М.: Недра, 1987. с.336-339). Пластическая прочность тампонирующей массы увеличивается с 0,15 МПа (по прототипу, при содержании фосфогипса 7,5%) до 0,7 МПа (по предлагаемому способу, при содержании фосфогипса 25%). При дальнейшем увеличении концентрации фосфогипса пластическая прочность изменяется незначительно, поэтому в способе используется суспензия фосфогипса с концентрацией 50%, что составляет 25% фосфогипса в составе.

С целью определения продолжительности эффекта предлагаемого способа, в сравнении с наиболее близким по технической сущности составом, были проведены модельные испытания. Исследования проводились на моделях пласта длиной 10,5 см и диаметром 3,7 см, заполненных кварцевым песком. Подбором фракционного состава кварцевого песка получили модели с проницаемостью 0,73-2,3 мкм2. Модель пласта первоначально насыщали дистиллированной водой, а затем нефтью. Для моделирования обводненного нефтяного пласта через предварительно заполненную нефтью модель пласта прокачивали воду. После этого в модель пласта последовательно закачивали нефтекислотную эмульсию, стекло натриевое жидкое, буфер из пресной воды и водную суспензию фосфогипса. Далее модель оставляли на реагирование в течение 24 часов, после чего, закачивая воду через выход модели, определяли давление прорыва воды. С целью определения продолжительности эффекта часть моделей после закачивания тампонажной композиции выдерживали в пластовой воде и только после этого, закачивая воду через выход модели, определяли давление прорыва воды. В процессе исследований было проведено большое количество опытов, усредненные результаты которых представлены в таблице 2.

Таблица 2
Результаты модельных испытаний
Содержание фосфогипса в тампонажной композиции, % Среднее давление прорыва модели после реагирования в течение 24 часов, МПа/м Среднее давление прорыва модели после выдерживания в пластовой воде в течение 1-го года, МПа/м
Прототип Предлагаемый способ Прототип Предлагаемый способ
2,5 17,5 - 3,1 -
7,5 17,8 - 3,4 -
15 - 22,3 - 18,6
25 - 25,7 - 22,9

Результаты исследований свидетельствуют, что для прототипа через год хранения в пластовой воде давление прорыва модели водой уменьшается на 80,9-82,3%, тогда как для предлагаемого способа через год хранения в пластовой воде давление прорыва модели водой уменьшается только на 10,9-16,6%. Таким образом, блокирующая способность тампонирующей массы, образующейся из тампонажной композиции по предлагаемому способу, через год хранения в пластовой воде сохраняется в 4-5 раз больше, чем у прототипа. Это связано с более высокими структурно-механическими свойствами тампонирующей массы, получаемой по предлагаемому способу, и равномерным распределением тампонирующей массы по всей длине модели пласта. При закачивании нефтекислотной эмульсии отложения фосфогипса на подающих трубках не происходит, что наблюдается при закачивании состава по прототипу. Сохранение блокирующей способности тампонирующей массы в течение большего времени обеспечивает повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет продления эффекта от применения способа.

В способе при удельной приемистости нарушения 3 м3/(ч·MПa) и выше производится закрепление тампонажной композиции в изолируемом интервале цементным раствором. При удельной приемистости нарушения от 3 до 6 м3/(ч·МПа) используется от 2 до 8 т цемента, выше 6 м3/(ч·МПа) - от 8 до 12 т цемента.

Пример практического применения.

Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1880 м и интервалом перфорации продуктивного пласта 1850-1855 м. На глубине 1205 м выявили нарушение целостности эксплуатационной колонны с удельной приемистостью 5,0 м3/(ч·МПа). При реализации способа в скважину на глубину 1180 м спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм. С насосно-компрессорными трубами через тройник обвязывают два цементировочных насосных агрегата. До закачки тампонажной композиции в скважину закачивают 1,5 м3 нефтекислотной эмульсии, которая готовится заранее смешением равных объемов нефти и соляной кислоты. Затворение суспензии фосфогипса производят с использованием цементосмесительного агрегата типа ЦСМ, аналогично приготовлению цементного раствора. Фосфогипс из бункера цементосмесительного агрегата подают на блок перемешивания цементосмесительного агрегата, куда одновременно насосом цементировочного агрегата типа ЦА-320М подают пресную воду, при этом получают суспензию. Соотношение вода:фосфогипс составляет 1:1. Полученная суспензия из цементосмесительного агрегата поступает в промежуточную емкость, откуда насосом цементировочного агрегата типа ЦА-320М подается через тройник в НКТ. Насосом второго цементировочного агрегата типа ЦА-320М через тройник в НКТ подается стекло натриевое жидкое. В насосно-компрессорные трубы последовательно в 3 цикла закачивают равные объемы суспензии фосфогипса и стекла натриевого жидкого.

Последовательность закачивания 1-го и последующих циклов следующая:

- буфер 0,2 м3 пресной воды;

- 3 м3 стекла натриевого жидкого;

- буфер 0,2 м3 пресной воды;

- 3 м3 суспензии фосфогипса.

Далее закачивают для закрепления тампонажной композиции 1,6 м3 цементного раствора, затворенного при водоцементном отношении 0,5 из 2 т тампонажного портландцемента, и воду для продавливания в пласт в объеме 3,6 м3, содержащую 0,1 об.% МЛ-81Б. Далее насосно-компрессорные трубы поднимают на безопасную высоту и оставляют скважину на реагирование в течение 24 часов.

Использование предлагаемого способа и тампонажной композиции, обладающей высокими структурно-механическими свойствами и повышенной проникающей способностью, позволяет продлить водоизолирующий эффект и исключить налипание фосфогипса к колонне насосно-компрессорных труб. При этом в 1,5-2 раза продлевается межремонтный период скважины, в результате чего исключаются повторные ремонтные работы, использование большого количества спецтехники и затраты на работу бригады капитального ремонта скважин и поэтому более чем в 2 раза снижаются затраты на проведение ремонтно-изоляционных работ и повышается их эффективность.

1. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, включающий закачку в интервал поглощения суспензии фосфогипса и стекла натриевого жидкого, отличающийся тем, что в скважину предварительно закачивают оторочку из 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии, а далее в 1-4 цикла последовательно закачивают равные количества стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса с суммарным объемом одного цикла от 4 до 8 м3 с промежуточной закачкой между ними буфера из пресной воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачивания стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса закачивают цементный раствор.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к способам контроля твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного пласта нефтяных месторождений, также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к области газодобычи и предназначено для снижения выноса песка из добывающей скважины и повышения дебита газа. .

Изобретение относится к способам добычи нефти из обводненных терригенных или карбонатных неоднородных коллекторов порового или трещиновато-порового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением неоднородных по проницаемости трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения притока вод при ремонте добывающих скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов и увеличения интенсификации добычи нефти. .
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для снижения выноса песка из нефтяных и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции вод в добывающих скважинах и интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к улучшенному способу глушения нефтяных и газовых скважин при их капитальном ремонте
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой
Изобретение относится к обработке призабойных зон - ПЗ нагнетательных скважин - НС, загрязненных закачкой сточных вод
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяном месторождении для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины
Наверх