Способ изоляции водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2419714:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в требуемый интервал изоляции последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды силиката натрия и 5-15%-ного раствора кремнефтористого аммония. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ, снижение объема попутно добываемой воды на 25-30%. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважине.

Известен способ приготовления тампонажного раствора, который используют для ограничения водопритока (пат. РФ 2270328, E21B 33/138, опубл. 20.02.2006, Бюл. №5). Тампонажный раствор содержит силикат натрия (жидкое стекло) с силикатным модулем 3,5-5,0, а в качестве органического отвердителя формамид при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

модифицированное жидкое стекло 100
вода 10-25
формамид 10-25

или используют этилацетат в присутствии неонола АФ 9-12 при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

модифицированное жидкое стекло 100
вода 100
этилацетат 5-10
неонол АФ 9-12 1

Недостатком состава в известном способе является подверженность образованной тампонажной массы синерезису при использовании в качестве структурообразователя этилацетата, к тому же последний является легковоспламеняющейся жидкостью и при работе с ним следует проявлять меры противопожарной безопасности.

Наиболее близким аналогом является состав для изоляции водопритоков в скважину, включающий водный раствор силиката натрия, натрий кремнефтористый, триацетин и древесную муку (пат. РФ 2244819, E21B 43/32, опубл. 20.01.2005, Бюл. №2). Согласно известному изобретению в пласт закачивают состав, приготовленный на дневной поверхности, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Водный раствор силиката натрия плотностью 1,36 г/см3 и
силикатным модулем М=3,0 90,0-95,0
Кремнефтористый натрий 3,0-8,0
Древесная мука 1,0-4,0
Триацетин 1,0-4,0

Недостатком известного состава является то, что при закачивании состава происходит осаждение нерастворившейся части кремнефтористого натрия в насосе цементировочного агрегата из-за малой растворимости данного реагента - 7,62 г/л (Большой энциклопедический словарь. Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с.362), поэтому требуется соблюдение технологии и точное дозирование компонентов состава. Остановка процесса закачивания состава для очистки забившегося насоса может привести к аварийной ситуации - отверждению состава в насосно-компрессорных трубах.

Технической задачей предложения является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет использования в способе изоляции гомогенного состава с более высокой изолирующей способностью и исключающего аварийную ситуацию - отверждение состава в насосно-компрессорных трубах.

Поставленная задача решается способом изоляции водопритока в скважине, включающим закачку в требуемый интервал изоляции силиката натрия и кремнефтористой соли.

Новым является то, что силикат натрия и водный 5-15%-ный раствор кремнефтористой соли закачивают последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды, причем в качестве кремнефтористой соли используют кремнефтористый аммоний.

Реагенты, применяемые в заявляемом составе, представлены в таблице 1.

Таблица 1
Наименование реагента Наименование ГОСТ или ТУ Внешний вид
Стекло натриевое жидкое (силикат натрия) ГОСТ 13078-81 густая жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом
Кремнефтористый аммоний ТУ 6-09-1927-92 белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде

Сущность предлагаемого технического решения состоит в блокировании изолируемого интервала в процессе ремонтно-изоляционных работ тампонирующей массой, образующейся при последовательном закачивании и смешении компонентов водоизоляционного состава. Объем водоизоляционного состава может составлять 3-10 м3 в зависимости от геолого-технических условий в скважине. При реализации способа в изолируемый интервал через спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают силикат натрия и раствор кремнефтористого аммония, разделенные буфером из пресной воды. Использование хорошо растворимого кремнефтористого аммония - 187,5 г/л (Большой энциклопедический словарь. Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с.42) в предлагаемом предложении позволяет получить гомогенный состав, компонент которого не выпадает в осадок при его закачивании в скважину. Способ последовательного закачивания компонентов состава дает возможность использования растворов кремнефтористого аммония высокой концентрации, вплоть до насыщенного, что позволяет получить после его структурирования с силикатом натрия тампонажный камень.

Состав в лабораторных условиях готовится следующим образом. В стеклянном стакане растворяют 20 г кремнефтористого аммония в 180 г воды. 100 мл полученного раствора добавляют в стеклянный стакан со 100 мл силиката натрия, перемешивают и состав отверждается в течение 30 мин с образованием однородной тампонирующей массы во всем объеме. Остальные составы готовят аналогично, и они представлены в табл.2.

Испытание водоизолирующей способности предлагаемого способа и прототипа проводят на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. Модель пласта насыщали пластовой водой, после этого закачивали согласно предложенному способу силикат натрия, буфер из пресной воды, раствор кремнефтористого аммония по рецептурам из табл.2 и оставляли на реагирование. Количество закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 24 ч закачивали воду и определяли давление прорыва воды. Усредненные результаты модельных испытаний представлены в табл.2.

При использовании концентрации раствора кремнефтористого аммония менее 5% отверждения состава не происходит, а использование более 15% раствора нецелесообразно, так как образуется насыщенный раствор и начинается осаждение нерастворившегося кремнефтористого аммония. Результаты модельных испытаний свидетельствуют, что давление прорыва модели по предлагаемому способу в среднем на 20% больше, чем для модели с составом по наиболее близкому аналогу, что свидетельствует о его лучшей изолирующей способности.

Пример практического применения.

Предлагаемый состав применяют для изоляции обводнившегося пропластка в бобриковском горизонте, в скважине Ромашкинского месторождения с текущим забоем 1230 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1180-1200 м. Из скважины поднимают подземное оборудование, на глубину 1180 м в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм.

Таблица 2
Содержание реагентов в составе Давление прорыва модели после реагирования в течение 24 ч, МПа/м
Силикат натрия, об.% Вода, об.% Кремнефтористый аммоний, об.% Предлагаемый способ
Состав по заявленному способу
100 97 3 -
100 95 5 21,1
100 90 10 22,5
100 85 15 23,3
100 80 20 23,9
Состав по наиболее близкому аналогу
Силикат натрия, мас.% Кремнефтористый натрий, мас.% Древесная мука, мас.% Триацетин, мас.% Прототип
95 3 1 1 16,3
90 8 4 4 18,5

На дневной поверхности в мернике цементировочного агрегата готовят 10%-ный раствор кремнефтористого аммония, для чего растворяют 200 кг кремнефтористого аммония в 1,95 м3 воды и перемешивают полученный раствор в течение 15 мин. В насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают 2 м3 силиката натрия, 0,2 м3 пресной воды, 2 м3 приготовленного в мернике цементировочного агрегата раствора кремнефтористого аммония и техническую воду в объеме 3,6 м3 для продавливания состава в изолируемый пропласток. Далее насосно-компрессорные трубы приподнимают на 200 м с целью исключения их прихвата отвердевшим составом и оставляют скважину на реагирование в течение 24 ч. В течение этого времени состав отверждается и блокирует обводненный пропласток. Далее скважину осваивают, спускают подземное оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

Таким образом, за счет использования способа изоляции зон водопритока в скважине и водоизоляционного состава, представляющего собой гомогенную систему, образуется тампонажная масса с высокой изолирующей способностью и достигаются повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ, снижение объема попутно добываемой воды на 25-30% соответственно и снижение материальных затрат на добычу воды.

Способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку в требуемый интервал изоляции силиката натрия и кремнефтористой соли, отличающийся тем, что силикат натрия и водный 5-15%-ный раствор кремнефтористой соли закачивают последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды, причем в качестве кремнефтористой соли используют кремнефтористый аммоний.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра. .
Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .
Изобретение относится к газодобыче и может быть использовано для снижения водопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением. .

Изобретение относится к области строительства скважины и может найти применение при креплении нефтяной или газовой скважины, а также при ремонтных работах, связанных с цементированием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу изоляции водопритока к добывающим скважинам. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения притока вод при ремонте добывающих скважин. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к подготовке ствола скважины к спуску эксплуатационной колонны для его цементирования
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции притока вод в нефтяную скважину из водоносных и высокопроницаемых пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу крепления и теплоизоляции скважин в грифоноопасном разрезе, в том числе для скважин нефтегазовых и паронагнетательных, в том числе в многолетнемерзлых породах (ММП)

Изобретение относится к способам и системам формирования барьера вокруг, по меньшей мере, части подземной области обработки

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
Наверх