Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине
Владельцы патента RU 2424418:
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый интервал тампонажного раствора, содержащего полугидрат сульфата кальция и нефть в соотношении мас.ч. 2:1, и затем моющей жидкости, представляющей собой 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом тампонажный раствор и моющую жидкость закачивают в равных по объему порциях. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине.
Известен тампонажный раствор, содержащий гипс и воду (Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987, с.99-100).
Недостатками данного раствора являются малое время отверждения и необходимость дополнительного введения различных добавок замедлителей процесса отверждения.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ изоляции пласта с использованием состава для добычи нефти, включающего гипсосодержащий материал и углеводородную жидкость в соотношении, мас.ч. 1:1-2,5 (патент RU №2265116, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.12.2004 г.). В качестве углеводородной жидкости может быть использована водно-нефтяная эмульсия или сырая нефть. В качестве гипсосодержащего материала может быть использован гипс полугидрат, например, высокопрочный гипс марки Г 5-7 или фосфогипс, или сухая штукатурная смесь. Состав дополнительно может содержать замедлитель схватывания костный клей 0,015-0,3 мас.ч.
Недостатком известного состава является то, что отверждение состава, затворенного на нефти, может не произойти из-за малого содержания или отсутствия воды, о чем свидетельствуют данные, приведенные в табл.1 (п.2) описания наиболее близкого аналога. Кроме того, состав содержит недостаточное количество гипсосодержащего материала, что приводит к снижению прочности тампонирующей массы, образующейся при отверждении состава. Оба указанных факта могут привести к снижению эффективности применения состава.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет создания лучших условий для отверждения тампонажного раствора и повышения тампонирующей способности раствора за счет увеличения содержания в последнем структурообразующего материала.
Задача решается способом проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый интервал тампонажного раствора, содержащего полугидрат сульфата кальция и нефть.
Новым является то, что полугидрат сульфата кальция и нефть закачивают в соотношении массовых частей 2:1, затем в скважину закачивают моющую жидкость, представляющую собой 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом тампонажный раствор и моющую жидкость закачивают в равных по объему порциях. Кроме того, для повышения степени тампонирования изолируемого интервала цикл закачки тампонажного раствора и моющей жидкости повторяют, а количество повторяющихся циклов принимают более одного.
Суть предлагаемого технического решения заключается в том, что при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине производят блокирование изолируемого интервала (например, обводненной части продуктивного пласта) тампонирующей массой, полученной после закачивания тампонажного раствора. Тампонажный раствор представляет собой суспензию полугидрата сульфата кальция в нефти. В качестве полугидрата сульфата кальция используют гипсовые вяжущие по ГОСТ 125-79, например, их высокопрочные марки Г 7-25. Образование тампонирующей массы происходит после вымывания из тампонажного раствора нефти водой, при взаимодействии последней с полугидратом сульфата кальция по уравнению:
2CaSO4·0,5H2O+3Н2О=2CaSO4·2H2O.
После закачивания в изолируемый интервал тампонажного раствора вымывание из него нефти может происходить при естественном движении пластовых флюидов (вод) по коллекторам, например, в результате наличия разницы давлений на участках залежи. Так же вымывание может происходить при движении пластовых флюидов (вод) по коллекторам в процессе освоения скважины после проведения изоляционных работ. Интенсивность естественного движения пластовых вод невелика и не может в достаточной степени обеспечить вымывание из тампонажного состава нефти, что приводит к уменьшению объема образующейся тампонирующей массы и снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ. Вымывание из тампонажного состава нефти при движении пластовых флюидов (вод) по коллекторам в процессе освоения скважины может сопровождаться выносом в скважину полугидрата сульфата кальция, что также приведет к уменьшению объема образующейся тампонирующей массы. С целью создания лучших условий для отверждения тампонажного раствора и сохранения объема тампонирующей массы закачивание в изолируемый интервал тампонажного раствора чередуют с закачиванием технологической жидкости для вымывания нефти из тампонажного состава. Технологическая жидкость для вымывания нефти из тампонажного раствора представляет собой 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, в качестве которого могут быть использованы, например, неонол АФ 9-12, ОП-4 или ОП-10. Неонол АФ 9-12 выпускают по ТУ 2483-077-05766801-98 в ОАО «Нижнекамскнефтехим», он представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета плотностью 1043-1049 кг/м3. ОП-4 выпускают по ТУ 6-02-997-90 в ООО «Синтез ОКА», он представляет собой прозрачную подвижную маслообразную жидкость без осадка. ОП-10 выпускают по ГОСТ 8433-81 в ООО «Синтез ОКА», он представляет собой маслоподобную жидкость или пасту от светло-желтого до светло-коричневого цвета. Производят последовательное закачивание равных по объему порций тампонажного раствора и технологической жидкости для вымывания нефти. Объем одной порции составляет 2-4 м3. Цикл включает закачивание одной порции тампонажного раствора и одной порции технологической жидкости для вымывания нефти. Суммарный закачанный объем в зависимости от геолого-технических условий составляет 4-60 м3, количество циклов составляет 2-15. В процессе последовательного закачивания в изолируемый интервал тампонажного раствора и 0,05-0,2%-ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества происходит их перемешивание, сопровождающееся замещением в тампонажном растворе нефти водой и образованием тампонирующей массы. Добавление в воду 0,05-0,2% неионогенного поверхностно-активного вещества производят с целью повышения нефтеотмывающей способности. Нефтеотмывающие свойства водных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ, например, неонола АФ 9-12 доказаны ранее и применяют в различных технологиях [Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Уваров С.Г., Слесарева В.В. и др. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе эфиров целлюлозы и НПАВ // Корпоративная библиотека ОАО Татнефть. - Издание первое. - Сборник «ТатНИПИнефть. Научные труды». М.: - НП «Закон и Порядок», 2006, с.229-234]. Таким образом, создают благоприятные условия для вымывания нефти и взаимодействия полугидрата сульфата кальция с водой с образованием тампонирующей массы. При отверждении тампонирующая масса закрепляется в изолируемом коллекторе, в результате чего при освоении не происходит вынос тампонирующей массы в скважину. С целью повышения тампонирующей способности используют тампонажный раствор с увеличенным содержанием полугидрата сульфата кальция. Состав содержит полугидрат сульфата кальция и нефть в соотношении мас.ч. 2:1.
Эффективность проведения ремонтно-изоляционных работ по предлагаемому способу оценивали проведением модельных испытаний. Исследования проводили на моделях пласта длиной 10,5 см и внутренним диаметром 3,7 см, заполненных кварцевым песком. Подбором фракционного состава кварцевого песка получили модели с проницаемостью 1,0-2,0 мкм2. Модель пласта первоначально насыщали дистиллированной водой, а затем нефтью. Для моделирования обводненного нефтяного пласта через предварительно заполненную нефтью модель пласта прокачивали воду. Далее готовили тампонажный раствор, для чего наливали в стакан нефть и небольшими порциями при постоянном перемешивании добавляли расчетное количество полугидрата сульфата кальция, рецептуры приведены в таблице. Использовали товарную нефть Ромашкинского месторождения (Республика Татарстан) и полугидрат сульфата кальция. Приготовление технологической жидкости для вымывания нефти производили, наливая в стакан воду, и, при постоянном перемешивании, добавляли 0,1% АФ 9-12. После подготовки модели пласта в нее последовательно закачивали тампонажный раствор до его появления на выходе модели пласта, и 0,1%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества неонол АФ 9-12 до его появления на выходе модели пласта. Далее модель оставляли на реагирование в течение 24 часов, после чего, закачивая воду через выход модели, определяли давление прорыва воды. В процессе исследований испытания для каждой рецептуры троекратно повторяли, усредненные результаты представлены в таблице.
| Результаты испытаний | ||
| № п/п | Содержание компонентов в тампонажном растворе | Давление прорыва модели, МПа/м |
| Предлагаемый способ | ||
| 1 | Полугидрат сульфата кальция (250 г) + нефть (100 г) | 15,5 |
| 2 | Полугидрат сульфата кальция (220 г) + нефть (100 г) | 15,4 |
| 3 | Полугидрат сульфата кальция (200 г) + нефть (100 г) | 15,4 |
| 4 | Полугидрат сульфата кальция (150 г) + нефть (100 г) | 14,0 |
| 5 | Полугидрат сульфата кальция (100 г) + нефть (100 г) | 12.8 |
| 6 | Полугидрат сульфата кальция (100 г) + нефть (150 г) | 8,9 |
| 7 | Полугидрат сульфата кальция (100 г) + нефть (200 г) | 8,6 |
| Наиболее близкий аналог | ||
| 8 | Гипс (100 г) + водонефтяная эмульсия (100 г) | 12,2 |
| 9 | Гипс (100 г) + водонефтяная эмульсия (180 г) | 9,2 |
| 10 | Гипс (100 г) + водонефтяная эмульсия (250 г) | 8,7 |
Результаты исследований свидетельствуют, что при моделировании предлагаемого способа давление прорыва модели водой (с учетом составов №3 и 8-10) не менее чем на 3,2 МПа/м или 26% больше, чем для наиболее близкого аналога.
Оптимальным является тампонажный раствор, содержащий полугидрат сульфата кальция и нефть в соотношении мас.ч. 2:1. При дальнейшем увеличении содержания полугидрата сульфата кальция давление прорыва моделей водой увеличивается несущественно (см. таблицу). При снижении содержания полугидрата сульфата кальция давление прорыва моделей водой значительно уменьшается.
Полученные результаты можно объяснить более высокими структурно-механическими свойствами тампонирующей массы, получаемой по предлагаемому способу, за счет увеличения содержания в тампонажном растворе полугидрата сульфата кальция и создания лучших условий для отверждения тампонажного раствора.
Способ реализуют следующим образом (совмещено с примером практического применения). В обводненной нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и текущим забоем 1220 м необходимо отключить нижнюю обводненную часть продуктивного пласта. Продуктивный пласт расположен в интервале 1191-1202 м и вскрыт перфорацией по всей мощности, в интервале 1197-1202 м пласт обводнен. Из скважины поднимают подземное оборудование и проводят комплекс геофизических исследований. По результатам геофизических исследований закачиваемая в скважину вода поглощается в обводненном интервале 1197-1202 м. Производят спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм на глубину 1190 м. При проведении работ используют тампонажный раствор, содержащий гипсовое вяжущее марки Г 7 по ГОСТ 125-79 и товарную нефть Ромашкинского месторождения (Республика Татарстан) в соотношении мас.ч. 2:1. В качестве состава для вымывания нефти из тампонажного состава используют 0,1%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9-12. Затворение гипсового вяжущего производят с использованием цементосмесительного агрегата типа СМН. Гипс подают на блок перемешивания цементосмесительного агрегата, куда одновременно насосом агрегата ЦА-320 М подают нефть. С блока перемешивания полученная суспензия поступает в чанок (дополнительную емкость), откуда ее закачивают в НКТ. В НКТ последовательно закачивают 3 м3 тампонажного раствора; 3 м3 0,1%-ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9-12; 3 м3 тампонажного раствора; 3 м3 0,1%-ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9-12 и 3,6 м3 технической воды для продавливания в изолируемый интервал. Скважину оставляют на реагирование в течение 24 часов, с целью образования тампонирующей массы, блокирующей изолируемую часть пласта. Далее скважину промывают, спускают подземное оборудование и пускают в эксплуатацию.
За счет повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ предлагаемый способ позволяет на 15-20% увеличить степень снижения обводненности продукции скважины, при снижении обводненности создаются более благоприятные условия для притока нефти в скважину.
1. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий закачку в изолируемый интервал тампонажного раствора, содержащего полугидрат сульфата кальция и нефть, отличающийся тем, что полугидрат сульфата кальция и нефть закачивают в соотношении массовых частей 2:1, затем в скважину закачивают моющую жидкость, представляющую собой 0,05-0,2%-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом тампонажный раствор и моющую жидкость закачивают в равных по объему порциях.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения степени тампонирования изолируемого интервала цикл закачки тампонажного раствора и моющей жидкости повторяют.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что количество повторяющихся циклов принимают более одного.
