Способ ликвидации зон поглощения в скважине


 


Владельцы патента RU 2405927:

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

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам ликвидации зон поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет отсутствия осложнений при проведении ремонтно-изоляционных работ путем получения седиментационно-устойчивых потоков и сокращения времени структурирования в зоне нарушения. В способе ликвидации зон поглощения в скважине, включающем одновременную закачку двух потоков - жидкого носителя с фосфогипсом и со стеклом натриевым жидким, в качестве жидкого носителя используют глинистый буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилированный крахмал, а указанную закачку осуществляют параллельно со смешением потоков перед закачкой в изолируемый интервал пласта.

 

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам ликвидации зон поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.

Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем одновременно-раздельной закачки в обводненную часть пласта двух потоков: один поток - гипан, жидкое стекло, вода, другой - водный раствор соляной кислоты 0,44-4,0% (патент RU №1774689, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.01.1996, Бюл. №1). После смешения потоков в скважину дополнительно закачивают водный раствор кислоты.

Основным недостатком указанного способа является длительность структурирования изолирующего состава (до трех суток), в результате чего в условиях высокой приемистости изолируемой зоны изолирующий состав может быть поглощен, не успев отвердеть, что приведет к снижению эффективности ремонтных работ.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому предложению является способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов (патент RU №2224101, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.02.2004, Бюл. №5), включающий закачку в пласт водной суспензии структурообразующего вещества - гипса и водного раствора силиката одновалентного катиона, при этом 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 соотношении химический гипс : наполнитель 1-10:1.

Недостатком способа является длительное время структурирования (в течение 1-3 сут) изолирующего состава, что отрицательно сказывается на успешности водоизоляционных работ в условиях интенсивных поглощений. Кроме того, водная суспензия фосфогипса, используемая в способе, не обладает седиментационной устойчивостью (из-за осаждения фосфогипса) и вследствие этого возникают технологические трудности при прокачке ее в скважину, а также снижается эффективность использования данного способа.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет отсутствия осложнений при проведении ремонтно-изоляционных работ путем получения седиментационно-устойчивых потоков и сокращения времени структурирования в зоне нарушения.

Задача решается предлагаемым способом ликвидации зон поглощения в скважине, включающим одновременную закачку двух потоков - жидкого носителя с фосфогипсом и со стеклом натриевым жидким.

Новым является то, что в качестве жидкого носителя используют глинистый буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилированный крахмал, а указанную закачку осуществляют параллельно со смешением потоков перед закачкой в изолируемый интервал пласта.

Один кубометр глинистого бурового раствора в соответствии с РД 153-39.0-354-04 содержит следующие компоненты:

(рецептура 1): комовая глина Биклянского карьера - 200 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 3 кг; мел - до 370 кг; пресная вода - остальное;

(рецептура 2): комовая глина Биклянского карьера - 130 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилированный крахмал (КМК-БУР) - 20 кг; мел - до 440 кг; пресная вода - остальное.

Фосфогипс - отход производства фосфорной кислоты и представляет собой твердое мелкокристаллическое вещество от светло-серого до темно-серого цвета с наличием частиц (комков), выпускаемый по ТУ 2141-677-0020943 8-2004, марка А.

Стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета без механических включений и примесей, видимых невооруженным глазом.

Сущность предложения заключается в следующем. В скважину одновременно-раздельно в изолируемый интервал в виде двух параллельных потоков закачивают в глинистом буровом растворе фосфогипс и стекло натриевое жидкое. Объем потоков определяется в зависимости от приемистости изолируемого интервала и составляет от 10 до 50 м3.

После закачки в изолируемый интервал и смешения двух параллельных потоков происходит структурирование (отверждение) за счет взаимодействия фосфогипса со стеклом натриевым жидким, в результате чего в условиях интенсивных поглощений образуется тампонирующая масса, обладающая улучшенными прочностными и водоизолирующими свойствами (у прототипа время структурирования составляет до трех суток, в результате чего в условиях интенсивных поглощений изолирующая масса не успевает образоваться, что приводит к моментальному ее поглощению интенсивно поглощающей зоной пласта).

Невозможна закачка одним потоком ввиду быстрого структурирования (5-15 минут) после смешения двух потоков.

Количество образующейся тампонирующей массы составляет 100% от объема закачиваемых компонентов. Формирующаяся тампонирующая масса имеет однородную плотную структуру, обладает химическим сродством и адгезией к породам, слагающим пласты.

Поток на основе глинистого бурового раствора и стекла натриевого жидкого получается путем перемешивания глинистого бурового раствора и стекла натриевого жидкого и представляет собой однородную, нерасслаивающуюся жидкость.

Поток на основе глинистого бурового раствора и фосфогипса получается путем перемешивания глинистого бурового раствора и фосфогипса и представляет собой седиментационно-устойчивую жидкость за счет тиксотропных свойств глинистого бурового раствора, изначально предназначенного для удерживания частиц разрушаемой породы во взвешенном состоянии в процессе бурения. Тиксотропные свойства характеризуются статическим напряжением сдвига (СНС), который определяет прочность структуры глинистого бурового раствора удерживать дисперсные частицы (CHC1/10 0,6-7/0,8-14 дПа для глинистого бурового раствора, приготовленного по рецептуре 1 и СНС1/10 2-8,5/15-20 дПа, приготовленного по рецептуре 2).

За счет наличия тиксотропных свойств глинистого бурового раствора осаждение фосфогипса из глинистого бурового раствора не происходит, следовательно, закачка потока из глинистого бурового раствора, содержащего фосфогипс, не вызовет технологических трудностей.

Совокупность глинистого бурового раствора и фосфогипса придает потоку новое свойство - седиментационную устойчивость. За счет содержания в составе глинистого бурового раствора карбоксиметилцеллюлозы или карбоксиметилированного крахмала поток на основе глинистого бурового раствора и фосфогипса обладает седиментационной устойчивостью.

Отсутствие тиксотропных свойств у растворов в известном способе ускоряет процесс седиментации фосфогипса. В результате осаждения фосфогипса возникают технологические трудности при прокачке его в скважину из-за осаждения фосфогипса в насосе цементировочного агрегата, а также снижается эффективность ремонтно-изоляционных работ.

Экспериментальное обоснование способа оценивали на модели поглощающего пласта. 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 0,74-2,3 мкм2. Через модель пропускали воду и определяли ее проницаемость. После этого в модель поглощающего пласта одновременно-раздельно закачивали два параллельных потока: глинистый буровой раствор + фосфогипс и глинистый буровой раствор + стекло натриевое жидкое. Количество закачиваемых потоков равнялось поровому объему модели пласта. Плотность глинистого бурового раствора с фосфогипсом и плотность глинистого бурового раствора со стеклом натриевым жидким составляла 1300 кг/м3. Далее модель оставляли на структурирование в течение 24 часов, после чего, закачивая воду через выход модели, определяли давление прорыва воды. Давление прорыва в среднем составляло 22,5 МПа/м, а у известного способа максимальное давление прорыва 18,5 МПа/м. Причем блокирующая способность изолирующей массы, образующейся из изолирующего состава, по предлагаемому способу на 17,7% больше, чем у прототипа.

За счет регулирования скорости подачи цементировочных агрегатов регулируют подачу двух параллельных потоков. Рекомендуется подбирать одинаковое объемное соотношение потоков.

Ниже приведены примеры промышленного использования предлагаемого способа ликвидации зон поглощения в скважине.

Пример 1. На глубине 1580 м обнаружили нарушение герметичности 146 мм эксплуатационной колонны, удельная приемистость нарушения 6,0 м3/(ч·МПа). При реализации способа на глубине 1590 м установили отсекающий цементный мост. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм с установкой воронки на глубине 1555 м. С НКТ через тройник обвязали два цементировочных агрегата ЦА-320М. Приготовили два потока плотностью 1450 кг/м3:

Первый поток - глинистый буровой раствор (рецептура 1) 12 м3 + фосфогипс 3,6 т;

Второй поток - глинистый буровой раствор (рецептура 1) 7,5 м3 + стекло натриевое жидкое 7,5 м3.

Фосфогипс 3,6 т перемешали с 12 м3 глинистого бурового раствора в цементосмесительном агрегате. Стекло натриевое жидкое (7,5 м3) перемешали с глинистым буровым раствором (7,5 м3) в цементировочном агрегате типа ЦА-320М. В скважину одновременно закачали два потока. Полученный первый поток из цементосмесительного агрегата поступал в промежуточную емкость, откуда насосом цементировочного агрегата типа ЦА-320М подавался в НКТ, а второй поток из цементировочного агрегата типа ЦА-320М подавался в межтрубное пространство. Сформированный путем перемешивания изолирующий состав в зоне нарушения продавливали в изолируемый интервал водой с последующим докреплением цементным раствором в объеме 2,4 м3 при водоцементном отношении, равном 0,5. Затем скважину закрыли на время структурирования цементного раствора. Далее разбурили цементный мост и спрессовали эксплуатационную колонну. Колонна герметична. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Пример 2. На глубине 1221-1231 м обнаружили нарушение герметичности эксплуатационной колонны, удельная приемистость нарушения 4,28 м3/(ч·МПа). Установили цементный мост на глубине 1241 м. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм с установкой воронки на глубине 1196 м. С НКТ через тройник обвязали два цементировочных агрегата ЦА-320М. Приготовили два потока:

Первый поток - глинистый буровой раствор (рецептура 1) 4,4 м3 + фосфогипс 0,8 т;

Второй поток - глинистый буровой раствор (рецептура 1) 8 м3 + стекло натриевое жидкое 3 м3.

Фосфогипс 0,8 т перемешали с 4,4 м3 глинистого бурового раствора в цементосмесительном агрегате. Стекло натриевое жидкое 3 м3 перемешали с глинистым буровым раствором 8 м3 в цементировочном агрегате типа ЦА-320М.

В скважину одновременно параллельно закачали два потока. Полученный первый поток из цементосмесительного агрегата поступал в промежуточную емкость, откуда насосом цементировочного агрегата типа ЦА-320М подавался в НКТ, а второй поток из цементировочного агрегата типа ЦА-320М подавался в межтрубное пространство. За счет регулирования скорости подачи цементировочных агрегатов регулировали подачу двух параллельных потоков.

После смешения двух потоков и закачки в изолируемый интервал происходит быстрое (5-15 мин) структурирование. В результате чего в условиях интенсивных поглощений образуется прочная тампонирующая масса. Далее разбурили цементный мост и спрессовали эксплуатационную колонну. Колонна герметична. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений за счет отсутствия осложнений при проведении ремонтно-изоляционных работ путем получения седиментационно-устойчивых потоков и сокращения времени структурирования в зоне нарушения.

Способ ликвидации зон поглощения в скважине, включающий одновременную закачку двух потоков - жидкого носителя с фосфогипсом и со стеклом натриевым жидким, отличающийся тем, что в качестве жидкого носителя используют глинистый буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилированный крахмал, а указанную закачку осуществляют параллельно со смешением потоков перед закачкой в изолируемый интервал пласта.



 

Похожие патенты:
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.
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 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