Способ изоляции водопритоков в скважину



Способ изоляции водопритоков в скважину
Способ изоляции водопритоков в скважину
Способ изоляции водопритоков в скважину
Способ изоляции водопритоков в скважину

 


Владельцы патента RU 2462585:

Общество с ограниченной ответственностью "Уральская Производственно-Промышленная Компания" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов. Способ включает нагнетание полимерной композиции на основе смолы в обрабатываемый интервал скважины. Для геолого-технических характеристик конкретной скважины определяют оптимальное процентное соотношение компонентов каждой порции водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду. Готовят первую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 29,575-512,881 мПа/с и вторую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 512,881-878,37 мПа/с, последовательно вводят в обрабатываемый интервал скважины первую порцию водорастворимой полимерной композиции, затем вторую порцию, продавку порций водорастворимой полимерной композиции производят технологической жидкостью, далее проводят полимеризацию композиции и промывку скважины. По другому варианту изобретения способ изоляции водопритоков в скважину заключается в нагнетании полимерной композиции на основе смолы, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду. Вначале готовят водорастворимую полимерную композицию, вводят в обрабатываемый интервал скважины полученную композицию, продавливают ее технологической жидкостью, проводят полимеризацию композиции. Технический результат - повышение эффективности изоляции. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов, в частности при ликвидации заколонных перетоков, при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, изоляции пластов при переходе на другие горизонты в нефтяных скважинах, для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины по патенту на изобретение РФ №2215009, C08L 61/10, 2001, содержащий фенолформальдегидную смолу резольного типа и композиционный отвердитель. Недостатком является непродолжительный срок действия изоляции на основе органических смол, их разрушение под воздействием бактериологической среды.

По патенту на изобретение РФ №2234590, E21B 33/13, 2003 известен способ изоляции водопритоков в скважину, заключающийся в том, что заполняют затрубное пространство скважины водой, а остальное пространство скважины - углеводородной жидкостью. Закачивают водный раствор полиакриламида с отвердителем, водную дисперсию глины, повторно водный раствор полиакриламида с отвердителем. Проводят технологическую выдержку для отверждения полиакриламида и запускают скважину в эксплуатацию. Недостатком является невысокая прочность получаемого изолирующего слоя вследствие его гелеобразной структуры.

В качестве ближайшего аналога для обоих вариантов заявляемого технического решения выбран способ селективной изоляции водопритоков в нефтяные скважины композициями на основе раствора смолы с наполнителем путем нагнетания его в обводненные зоны пласта по патенту РФ на изобретение №2235856, E21B 33/138, 2003. В качестве раствора смолы используют спиртовой раствор пластифицированного поливинилбутираля-ПВБ с растворителем метанолом или этанолом, в качестве наполнителя - сажу или аэросил. Для пластов с низкой, средней, высокой проницаемостью соотношение в композиции ПВБ, растворителя и наполнителя различно. Недостатками являются непродолжительный срок действия изоляции на основе органических смол, недостаточная проникающая способность и адгезия в водонасыщенных и нефтенасыщенных коллекторах, недостаточная прочность изолирующего слоя.

Технической задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в нефтяной скважине.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении надежности работы изолирующего слоя скважины.

Технический результат достигается за счет того, что в способе селективной изоляции водопритоков в скважину, заключающемся в нагнетании полимерной композиции на основе смолы в обрабатываемый интервал скважины, согласно изобретению для геолого-технических характеристик конкретной скважины определяют оптимальное процентное соотношение компонентов каждой порции водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду, готовят первую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 29,575-512,881 мПа/с и вторую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 512,881-878,37 мПа/с, последовательно вводят в обрабатываемый интервал скважины первую порцию водорастворимой полимерной композиции, затем вторую порцию, продавку порций водорастворимой полимерной композиции производят технологической жидкостью, далее проводят полимеризацию композиции и промывку скважины. По второму варианту для геолого-технических характеристик конкретной скважины определяют оптимальное процентное соотношение компонентов водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду, готовят водорастворимую полимерную композицию, вводят полученную композицию в обрабатываемый интервал скважины, продавливая ее технологической жидкостью, проводят полимеризацию композиции. После введения в обрабатываемый интервал скважины водорастворимой полимерной композиции возможно проведение частичной ее полимеризации и снятие с внутренней поверхности эксплуатационной колонны остатков композиции кольцевым ножом.

Достижение технического результата обеспечивается тем, что для конкретной скважины, исходя из ее геолого-технических характеристик, готовят водорастворимую полимерную композицию с определенными физико-механическими свойствами. Свойства композиции, такие как вязкость и проникающая способность обеспечиваются за счет процентного соотношения ее компонентов. Смесь готовят на основе эпоксифениленовой смолы с добавлением отвердителя и воды. Применение эпоксифениленовой смолы позволяет значительно повысить адгезионные свойства композиции ко всем видам породы в водонасыщенных и нефтенасыщенных коллекторах. Водорастворимость способствует повышению ее проникающей способности за счет полной смачиваемости породы и заполнения порового пространства. Это позволяет увеличить диаметр получаемого изолирующего кольца вокруг скважины и максимально заполнить пространство обрабатываемого интервала. Надежность получаемого изолирующего слоя обеспечивается и за счет того, что материалы на основе синтетической смолы, такой как эпоксифениленовая в полимеризованном состоянии обладают повышенной устойчивостью к механическим воздействиям, воздействиям агрессивных сред, высокотемпературному воздействию к воздействию бактериологических сред. Этим определяется длительный срок службы данных материалов. Введение в обводненный интервал по первому варианту последовательно двух порций водорастворимой полимерной композиции - сначала первой - проникающей с меньшей вязкостью, а затем второй - блокирующей с большей вязкостью позволяет значительно повысить надежность изолирующего слоя. Первая порция композиции, за счет невысокой вязкости, проникая в пласт, заполняет пространство обрабатываемого интервала, образуя изолирующее кольцо большого диаметра. Вторая порция образует более прочное кольцо меньшего диаметра, охватывающее колонну. При полимеризации первая проникающая порция композиции образует гелеобразную массу, обладающую повышенными адгезионными свойствами. Вторая блокирующая порция при полимеризации переходит в твердое состояние, образуя упрочняющий слой, с высокими прочностными и адгезионными свойствами. За счет получения обеих порций композиции на основе одних и тех же компонентов в изолирующем кольце не образуется резкой границы раздела получившихся изолирующих зон, что не вызывает возникновения мест концентрации напряжения и способствует повышению надежности работы изолирующего слоя обрабатываемого интервала. При нагнетании по второму варианту в обводненную зону пласта одной блокирующей порции композиции высокой вязкости в результате полимеризации образуется твердое изолирующее кольцо, обладающее повышенными физико-механическими свойствами. Свойства данного кольца также обеспечиваются тем, что оптимальное процентное содержание компонентов композиции определяется исходя из геолого-технических характеристик конкретной скважины. Подготовка полимерных композиций производится на скважине, непосредственно перед началом технологической операции ее введения в интервал, т.к. время полимеризации данной композиции небольшое. Это время составляет в среднем от двух до шести часов и изменяется в зависимости от соотношения смолы и отвердителя в композиции.

Для исключения возможных осложнений в работе, таких как потеря подвижности 2-пакерной компоновки в стволе скважины из-за приклеивания герметизирующих элементов компоновки, используют кольцевой нож. Данный нож включен в конструкцию пакерной компоновки и необходим для срезания частично полимеризованной композиции с поверхности эксплуатационной колонны в обрабатываемом интервале эксплуатационной колонны. Использование кольцевого ножа способствует беспрепятственному подъему компоновки, без излишних нагрузок на стенки колонны.

На фигуре 1 представлен способ изоляции водопритоков в скважину с использованием двух порций водорастворимой полимерной композиции.

На фигуре 2 представлен способ селективной изоляции водопритоков в скважину с использованием двух порций водорастворимой полимерной композиции.

На фигуре 3 представлен способ изоляции водопритоков в скважину с использованием водорастворимой полимерной композиции.

На фигуре 4 представлен способ селективной изоляции водопритоков в скважину с использованием водорастворимой полимерной композиции.

Колонна 1 скважины содержит обрабатываемый интервал 2, пакеры 3 и 4, кольцевой нож 5, перфорированный патрубок 6, технологическую заглушку 8, жидкость продавки 9. Колонна 1 скважины проходит через обводненный пласт 10 и продуктивный пласт 11. В обводненном пласте 10 устанавливают изолирующее кольцо 12 проникающего состава полимерной композиции и изолирующее кольцо 13 блокирующего состава полимерной композиции.

При использовании двух порций водорастворимой полимерной композиции (фигуры 1; 2) способ изоляции водопритоков в скважину осуществляют следующим образом. Анализируют геолого-технические данные скважины и необходимые по техническому заданию свойства изолирующего состава, исходя из чего рассчитывают объемные соотношения компонентов композиции. Готовят проникающую и блокирующую порции водорастворимой полимерной композиции путем последовательного введения компонентов в реакторную установку. В качестве компонентов полимерной композиции используют эпоксифениленовую смолу - связующее, отвердитель - полиэтиленполиамин и воду. При взаимодействии компонентов в реакторной установке происходит начальная фаза реагирования компонентов. Доставка расчетных порций композиции в обрабатываемый интервал 2 производят путем последовательной их закачки в скважину 1 насосной установкой. Первый - проникающий - полимерный состав обладает не высокой вязкостью и плотностью в полимеризованном состоянии и находится в гелеобразном виде. Проникающий состав обладает способностью глубокого проникновения в изолируемый интервал, качественного заполнения изолируемых полостей, большим временем полимеризации. Использование проникающего состава целесообразно при производстве работ в интервалах с низкой приемистостью. Второй - блокирующий - полимерный состав обладает высокой вязкостью, имеет меньшие проникающие свойства, устойчив к механическому, температурному и химическому воздействию. В месте слияния блокирующего и проникающего составов происходит частичное перемешивание, что способствует равномерному и полному заполнению обрабатываемого интервала 2. За счет использования блокирующего состава сокращается время технологических операций, снижается риск прихвата инструмента. При селективной обработке интервала с использованием двухпакерной компоновки изначально устанавливают пакер 4 в рабочее положение. Вводят в обрабатываемый интервал 2 первую порцию водорастворимой полимерной композиции, затем вводят вторую порцию, производят прокачку обеих порций расчетным объемом технологической жидкости 9 до обрабатываемого интервала, устанавливают пакер 3 в рабочее положение, производят продавку композиции расчетным объемом технологической жидкости в интервал 2. Далее останавливают работы на время частичной полимеризации второй - блокирующей - порции композиции. Расчет частичного и полного времени полимеризации второй порции производят при каждой обработке интервала 2 в зависимости от соотношения компонентов в порции. Причем, проводят пробные предварительные испытания состава порции на поверхности, создав условия, приближенные к скважинным. После частичной полимеризации второй - блокирующей - порции композиции переводят верхний упорный пакер в транспортное положение и проводят промывку скважины двумя объемами технологической жидкости для вымывания остатков введенных через перфорированный патрубок 6 порций полимерной водорастворимой композиции. Переводят нижний пакер 4 осевой посадки в транспортное положение, проверяют возможность свободного хождения компоновки, одновременно проводя зачистку поверхности эксплуатационной колонны 1. Зачистку проводят кольцевым ножом 5, установленным между верхним 3 и нижним 4 пакерами. Далее повторно производят промывку скважины, вымывая срезанные кольцевым ножом 5 остатки. Поднимают компоновку на 100 метров выше обрабатываемого интервала 2, герметизируют устье скважины до окончания времени полной полимеризации второй порции композиции. После окончания полной полимеризации производят спуск компоновки в обрабатываемый интервал 2, повторно устанавливают пакеры 3, 4 в рабочее положение, проводят опрессовку обрабатываемого интервала 2 на герметичность, переводят пакеры 3, 4 в транспортное положение, поднимают компоновку на поверхность.

При использовании только блокирующего состава полимерной композиции по варианту 2 (фигуры 3; 4) производят его закачку, посадку пакеров 3 и 4 (фигура 3), посадку пакера 4 (фигура 4), продавку состава в обрабатываемый интервал расчетным количеством технологической жидкости. После окончания времени полимеризации в обводненном пласте образуется изолирующее кольцо 13 блокирующего состава. Производят промывку колонны скважины 1 технологической жидкостью. При использовании двухпакерной компоновки по окончании частичной полимеризации также производят срезку остатков полимера в эксплуатационной колонне 1 и зачистку обрабатываемого интервала 2 кольцевым ножом 5, установленным между пакерами 3, 4.

В результате использования данного способа изоляции водопритоков в скважину получают изолирующее кольцо, устойчивое к механическим воздействиям, воздействиям агрессивных сред, высокотемпературному воздействию, сохраняющее первоначальные свойства неограниченный период времени.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить надежность работы изолирующего слоя скважины.

1. Способ изоляции водопритоков в скважину, заключающийся в нагнетании полимерной композиции на основе смолы в обрабатываемый интервал скважины, отличающийся тем, что для геолого-технических характеристик конкретной скважины определяют оптимальное процентное соотношение компонентов каждой порции водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду, готовят первую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 29,575-512,881 мПа/с и вторую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 512,881-878,37 мПа/с, последовательно вводят в обрабатываемый интервал скважины первую порцию водорастворимой полимерной композиции, затем вторую порцию, продавку порций водорастворимой полимерной композиции производят технологической жидкостью, далее проводят полимеризацию композиции и промывку скважины.

2. Способ изоляции водопритоков в скважину по п.1, отличающийся тем, что после введения в обрабатываемый интервал скважины водорастворимой полимерной композиции проводят ее частичную полимеризацию и снятие с внутренней поверхности эксплуатационной колонны остатков композиции кольцевым ножом.

3. Способ изоляции водопритоков в скважину, заключающийся в нагнетании полимерной композиции на основе смолы в обрабатываемый интервал скважины, отличающийся тем, что для геолого-технических характеристик конкретной скважины определяют оптимальное процентное соотношение компонентов водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду, готовят водорастворимую полимерную композицию, вводят в обрабатываемый интервал скважины полученную композицию, продавливая ее технологической жидкостью, проводят полимеризацию композиции.

4. Способ изоляции водопритоков в скважину по п.2, отличающийся тем, что после введения в обрабатываемый интервал скважины водорастворимой полимерной композиции проводят ее частичную полимеризацию и снятие с внутренней поверхности эксплуатационной колонны остатков композиции кольцевым ножом.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным составам, используемым при цементировании обсадных колонн, преимущественно, с большим газовым фактором.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод в скважине, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации.

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

Изобретение относится к способам и системам формирования барьера вокруг, по меньшей мере, части подземной области обработки. .
Изобретение относится к покрытому расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве пласта. .

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, а именно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких давлений, температур и газопроявлений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к тампонажному материалу для цементирования обсадных колонн и способу его приготовления, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 60°C.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, осложненных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород, характеризующихся сплошной и прерывистой льдистостью.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности для проведения капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам получения реагентов и технологических жидкостей для использования в технологиях повышения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов. .

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП
Наверх