Способ ограничения водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2431735:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга. Технический результат - повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет создания более стойкого к прорыву вод экрана из водных растворов кремнийорганической жидкости - КЖ с регулируемым сроком гелеобразования, исключающим их преждевременное отверждение. Способ ограничения водопритока в скважине включает закачку в изолируемый интервал раствора - КЖ в воде. Закачку производят двумя равными порциями, первая из которых представляет раствор КЖ, приготовленный на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:0,5-1, а вторая - на пластовой минерализованной воде плотностью до 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,3-0,5. 3 табл.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга.

Известен способ ограничения водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости [Строганов В.М., Строганов A.M. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР: пути и перспективы развития. Интервал №6, 2006 г., стр.24-30]. Кремнийорганическую жидкость АКОР БН и воду с pH<6,5 в соотношении 1:3 перемешивают в мерниках цементировочного агрегата ЦА-320, полученный состав закачивают через НКТ в скважину.

Недостатком известного способа является то, что применяемый в нем состав можно эффективно использовать только для пластов с температурой выше 40°C. Время выдержки состава в пласте на время гелеобразования при температурах ниже 40°C составляет более 32 часов, что увеличивает затраты на проведение ремонтно-изоляционных работ.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ ограничения водопритока в скважине (патент №2360099, E21B 33/138, опубл. 27.06.2009, Бюл. №18), который включает приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости (КЖ). До или после закачки водного раствора кремнийорганической жидкости закачивают водный раствор силиката натрия при следующем соотношении реагентов, объем. %:

водный раствор силиката натрия
плотностью 1050-1100 кг/м3 20-40
водный раствор кремнийорганической жидкости 60-80,

причем водный раствор кремнийорганической жидкости получают смешением его с пластовой водой с плотностью 1000-1180 кг/м при следующем соотношении, объем. %:

кремнийорганическая жидкость 20-70
пластовая вода плотностью 1000-1180 кг/м3 30-80,

а закачку производят через гибкую трубу или через насосно-компрессорные трубы.

Недостатком известного способа является короткое время гелеобразования, КЖ при контактировании с водным раствором силиката натрия мгновенно образует гель, что мешает более глубокому проникновению водного раствора КЖ в пористую среду изолируемого пласта, а кроме того, может привести к аварийной ситуации - преждевременному схватыванию в насосно-компрессорных трубах или в гибкой трубе.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет создания более протяженного и стойкого к прорыву вод экрана из водных растворов КЖ с регулируемым сроком гелеобразования, исключающим их преждевременное отверждение.

Задача решается способом ограничения водопритока в скважине, включающим последовательную закачку в изолируемый интервал растворов кремнийорганической жидкости (КЖ) в воде.

Новым является то, что закачку производят двумя равными порциями, первая из которых представляет раствор КЖ, приготовленный на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:0,5-1, а вторая - на пластовой минерализованной воде плотностью до 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,3-0,5.

В предложенном изобретении могут быть использованы различные кремнийорганические жидкости, например этилсиликаты, тампонажный продукт 119-204, однако предпочтительно использовать кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН- на основе смеси полиэфиров ортокремниевой кислоты различной степени полимеризации (АКОР-БНЮО, АКОР-БН101, АКОР-БН102, АКОР-БНЮЗ, АКОР-БН104 и АКОР-БН300), которые по ТУ 2458-001-01172772-99 представляют собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50°С и динамической вязкостью 1-30 мПа·с (при 20°С). В присутствии воды АКОР-БН гидролизуется с образованием жидких водорастворимых продуктов, которые затем отверждаются (гелируют).

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем. В скважину через НКТ или гибкую трубу, спущенные в интервал изоляции, последовательно закачивают водный раствор КЖ, приготовленный в соотношении КЖ: вода пресная плотностью 1000 кг/м3, равном 1:0,5-1. Далее закачивают такой же объем водного раствора КЖ, приготовленного на пластовой минерализованной воде плотностью 1100-1190 кг/м3, в соотношении 1:0,3-0,5. Такой способ закачивания объясняется тем, что время гелеобразования водного раствора КЖ, приготовленного на пресной воде плотностью 1000 кг/м3, дольше, чем раствора, приготовленного на пластовой минерализованной воде плотностью 1100-1190 кг/м3. Первый раствор за счет этого и малой вязкости проникает глубже в пористую среду изолируемого пласта, а второй раствор гелирует раньше первого и предотвращает его выдавливание из пласта, образуя гель с более высокой плотностью.

При испытании водоизолирующих свойств кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР-БН (КЖ) было выявлено, что результаты их отличаются незначительно, поэтому все испытания будут проиллюстрированы на примере наиболее типичного представителя данных материалов - реагента АКОР-БН 102.

Условную вязкость водных растворов КЖ замеряли на приборе ВБР-1, в лабораторных условиях изучали время их гелеобразования при температуре 20°C. Результаты лабораторных исследований, представленные в табл.1, доказывают, что у составов, содержащих воду плотностью 1000 кг/м3 в соотношении КЖ: вода, равном 1:0,5-1, время гелеобразования дольше (от 8 ч 20 мин до 28 ч), а вязкость меньше, чем у составов, содержащих пластовую минерализованную воду плотностью 1190 кг/м3, что способствует более глубокому проникновению раствора КЖ в поры пласта. При соотношении КЖ: пластовая минерализованная вода плотностью 1100-1190 кг/м3, равном 1:0,2, время гелеобразования составляет 1 ч 20 мин и 1 ч, что недостаточно для безопасной закачки и может привести к аварийной ситуации. Соотношение КЖ: пластовая минерализованная вода плотностью 1100-1190 кг/м3, равное 1: 0,3-0,5, дает оптимальное время гелеобразования в пределах 2 ч 30 мин - 6 ч 10.

Таблица 1
Раствор КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 Раствор КЖ на пластовой мин. воде плотностью 1100 кг/м3 Раствор КЖ на пластовой мин. воде плотностью 1190 кг/м3 Время гелеобразования, час-мин
Кол-во воды на 100 мл АКОР-БН102, мл Усл. вязкость раствора, с Кол-во воды на 100 мл АКОР-БН102, мл Усл. вязкость раствора, с Кол-во воды на 100 мл АКОР-БН102, мл Усл. вязкость раствора, с
1 150 7,5 38-00
2 150 8,2 31-00
3 150 8,3 26-00
4 100 12,7 28-00
5 100 13,1 24-40
6 100 13,5 19-30
7 70 13,1 20-00
8 70 13,9 16-50
9 70 14,7 10-00
10 50 14,1 8-20
11 50 14,8 6-10
12 50 15,7 4-20
13 30 14,7 4-30
14 30 15,6 3-30
15 30 16,1 2-30
16 20 15,2 2-00
17 20 16,0 1-20
18 20 16,6 1-00

Качество образующегося геля зависит от концентрации реагента и минерализации воды затворения. Известно, что по мере увеличения минерализации воды и концентрации раствора КЖ плотность гелеобразного материала увеличивается (Пирожков В.В., Пысенков В.Г., Лымарь И.В., Агеенко Е.В., Демяненко Н.А., Строганов В.М., Строганов A.M. Эффективность новых технологий ограничения водопритока, опробованных на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» в 2002-2003 гг. Поиск и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. трудов. - Выпуск 5, часть 2. - Гомель: БелНИПИнефть, 2004. - С.73-83). Это подтверждается и результатами испытаний, которые проводили на моделях пласта длиной 120 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком. Подбором фракционного состава кварцевого песка получили модели с проницаемостью 0,9-1,7 мкм2. Для моделирования обводненного нефтяного пласта через предварительно заполненную нефтью модель пласта прокачивали воду. После этого в разные модели пласта закачивали растворы КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении КЖ: вода, равном 1:0,5-1, и растворы КЖ на пластовой минерализованной воде плотностью 1100 и 1190 кг/м3 в соотношении КЖ: вода, равном 1:0,3-0,5, по схеме «скважина-пласт». Далее модели оставляли на реагирование в течение 24 часов, после чего, закачивая воду по схеме «пласт-скважина», определяли давление прорыва воды.

Из усредненных результатов, представленных в таблице 2, очевидно, что давление прорыва воды в моделях, где закачивали раствор КЖ с минерализованной водой больше, чем в моделях с пресной водой, увеличение концентрации КЖ в растворе также ведет к увеличению давления прорыва воды в моделях.

Таблица 2
Состав раствора (соотношение КЖ:вода) Давление прорыва модели после реагирования в течение 24 часов, МПа/м
Раствор КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 Раствор КЖ на пластовой минерализованной воде плотностью 1100 кг/м3 Раствор КЖ на пластовой минерализованной воде плотностью 1190 кг/м3
1 1:1 1,5
2 1:1 2,3
3 1:1 2,8
4 1:0,7 2,7
5 1:0,7 3,6
6 1:0,7 3,9
7 1:0,5 3,8
8 1:0,5 4,3
9 1:0,5 5,1
10 1:0,3 4,9
11 1:0,3 5,4
12 1:0,3 5,7

Увеличение давления прорыва по мере увеличения минерализации воды до 1190 кг/м3 и концентрации КЖ в растворе до соотношения КЖ: вода, равного 1:0,3-0,5, подтверждает увеличение плотности полученного геля, следовательно, применение способа последовательного закачивания растворов КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении КЖ: вода, равном 1:0,5-1, и на пластовой минерализованной воде плотностью 1100-1190 кг/м3 в соотношении КЖ: вода, равном 1:0,3-0,5, способствует тому, что первый раствор благодаря малой вязкости проникает глубже в пористую среду изолируемого пласта, а второй раствор гелирует раньше первого и предотвращает его выдавливание из пласта, образуя гель с более высокой плотностью.

Для определения оптимального соотношения порций растворов КЖ, приготовленных на пресной и минерализованной воде в модели пласта, закачивали две порции растворов КЖ в разных соотношениях, результаты испытаний представлены в табл.3.

Таблица 3
Соотношение порций водных растворов КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 и пластовой минер, воде плотностью 1190 кг/м3 соответственно Давление прорыва модели после реагирования в течение 24 часов, МПа/м
Раствор КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:1 с раствором КЖ на пластовой минер. воде плотностью 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,5 Раствор КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:0,7 с раствором КЖ на пластовой минер. воде плотностью 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,5 Раствор КЖ на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:0,5 с раствором КЖ на пластовой минер. воде плотностью 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,3
1 1:0,3 1,6 2,9 3,5
2 1:0,5 2,7 3,3 3,8
3 1:0,7 3,2 3,9 4,3
4 1:1 4,0 4,7 5,5
5 1:1,5 4,0 4,8 5,6

Из представленных в табл.3 результатов следует, что оптимальным является равное соотношение порций, так как при соотношении 1:0,5 давление прорыва модели после реагирования в течение 24 часов составило 2,7, 3,3 и 3,8 МПа/м, при соотношении 1:1 увеличилось и составило 4,0, 4,7 и 5,5 МПа/м, при увеличении соотношения до 1:1,5 давление изменилось не значительно: 4,0, 4,8 и 5,6.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет создания более протяженного и стойкого к прорыву вод экрана из водных растворов КЖ с регулируемым сроком гелеобразования, исключающим их преждевременное отверждение. Способ позволяет снизить объем попутно добываемой воды в сравнении с прототипом на 25-30%, соответственно, снизить материальные затраты на добычу нефти.

Способ ограничения водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал раствора кремнийорганической жидкости - КЖ в воде, отличающийся тем, что закачку производят двумя равными порциями, первая из которых представляет раствор КЖ, приготовленный на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:0,5-1, а вторая - на пластовой минерализованной воде плотностью до 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,3-0,5.



 

Похожие патенты:

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 нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции.
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. .
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 нефтяной и газовой промышленности, а именно к составу для изоляции зон поглощений в трещиновато-кавернозных коллекторах в условиях интенсивных (катастрофических) поглощений в широком диапазоне температур.

Изобретение относится к обработке несущих углеводород геологических формаций. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым и нефтегазопромысловым технологическим жидкостям и способам их применения. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может применяться для изоляции водопритока в нефтяные скважины, а также для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении технологической жидкости при ремонтных работах на нагнетательной скважине.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважин, при вскрытии продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработке призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, при промывке и освоении скважин, при проведении работ по повышению нефтеотдачи пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных и газовых пластов, ограничения водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков воды и газа, отключения отдельных обводнившихся интервалов пласта, при капитальном ремонте скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности
Наверх