Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения


 


Владельцы патента RU 2483093:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине включает глинопорошок, полимер, древесную муку и воду, в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: глинопорошок - 100, полиакриламид Праестол 2540-0,10-0,20, древесная мука - 2,0-4,0, вода - 200-400. Способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине включает приготовление и закачку состава. Предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов.

Известен состав для блокирования водоносных пластов, включающий водорастворимый полимер, силикат натрия, регулятор гелеобразования, наполнитель и воду. В качестве водорастворимого полимера он содержит полиакриламид, наполнителя - древесную муку или опилки диаметром 0,1-3,0 мм, регулятора гелеобразования - соляную кислоту (Патент RU №2124634, МПК E21B 43/32, опубл. 10.01.1999 г.).

Недостатком состава является содержание в нем соляной кислоты, которая вызывает гелеобразование до закачки состава в скважину, что приводит к возникновению технологических трудностей при прокачке в скважину загущенных растворов.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является тампонажный состав для изоляции зон поглощения, который содержит глинопорошок, полиоксиэтилен, водонабухающий полимер АК-639, полые стекломикросферы, углещелочной реагент и воду (Патент RU №2328514, МПК C09K 8/467, опубл. 10.07.2008 г., бюл. №19). Состав готовят путем перемешивания всех компонентов и затворения полученной порошкообразной смеси водой.

Основным недостатком указанного состава является его высокая вязкость, из-за которой он остается вблизи ствола скважины, и с течением времени может вымываться из нее.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине за счет получения однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при контакте закачиваемых компонентов состава с водой в порах и трещинах поглощающего пласта, а также за счет применения закрепляющего состава с целью удержания предлагаемого состава в зоне поглощения.

Задача решается предлагаемым составом для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащим глинопорошок, полимер и воду.

Новым является то, что состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

глинопорошок 100
полиакриламид Праестол 2540 0,10-0,20
древесная мука 2,0-4,0
вода 200-400.

Задача также решается способом применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающим приготовление и закачку состава.

Новым является то, что предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава и способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии предложения критерию «изобретательский уровень».

Реагенты, используемые в предложении:

- глинопорошок марки ПБН по ТУ 39-0147001-105-93;

- полиакриламид Праестол 2540 по ТУ 2216-001-40910172-98;

- древесная мука по ГОСТ 16361-87;

- вода плотностью 1000 кг/м3;

- расширяющийся тампонажный состав или гельцементный раствор (ГЦР) по РД 153-39.0-525-07.

Сущность предложения заключается в следующем.

Эффект ограничения водопритока от применения предлагаемого состава в начальный период после закачки в зону поглощения достигается благодаря дисперсной структуре геля, образованного из предлагаемого состава в присутствии пластовых вод и состоящего из множества мелких частиц, за счет чего гель обладает высокой подвижностью и способностью проникать в поры и трещины. Из-за наличия большого объема межволоконных пространственных пустот, энергично впитывающих воду, древесная мука способна к набуханию, а в пористом пространстве поглощающих зон пласта в контакте с глинопорошком, полиакриламидом Праестол 2540 и поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурную систему, способную увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых интервалов коллектора. Благодаря тому что время набухания древесной муки сопоставимо с временем гелеобразования, полученная пространственно-сшитая сетка из макромолекул полиакриламида Праестол 2540 лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами.

Если при закачке состава не происходит рост давления (давление остается неизменным или понижается), то в изолируемый интервал закачивают гельцементный раствор, имеющий высокую вязкость и водоотдачу, способствующие закреплению состава в зоне поглощения. Если же давление при закачке состава повышается, то в изолируемый интервал закачивают расширяющийся тампонажный состав, который удерживает состав в зоне поглощения за счет объемного расширения и хорошей адгезии к породе, цементному камню и металлу обсадной колонны.

Приготовление и закачка состава в скважину.

В цементосмесительной машине перемешивают глинопорошок марки ПБН и воду плотностью 1000 кг/м3, полученную движущуюся глинистую суспензию подают в чанок цементировочного агрегата. В движущуюся глинистую суспензию при перемешивании порциями добавляют полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, полученный состав по насосно-компрессорным трубам (НКТ) закачивают в скважину (до и после состава закачивают 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 в качестве буферной жидкости), определяют давление закачки, далее закачивают гельцементный раствор или расширяющийся тампонажный состав.

Формирующаяся при структурировании состава тампонирующая масса имеет однородную прочную структуру, обладает химическим сродством и адгезией к породам, слагающим пласты. Оптимальные количества компонентов состава были определены в ходе лабораторных испытаний с учетом достижения структурирования водоизоляционной композиции во всем объеме при указанных условиях применения.

Испытание предлагаемого состава и способа его применения проводили в лабораторных условиях на моделях пласта с большой проницаемостью (10-15 мкм2), позволяющих моделировать закачку состава в пласт и вести непрерывный контроль расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта прокачивали воду, проводили замер ее расхода и определяли исходную проницаемость модели. Далее в модель последовательно закачивали предлагаемый состав и гельцементный раствор или расширяющийся тампонажный состав в зависимости от изменения давления при закачке. Модель оставляли на 24 ч с целью структурирования состава и отверждения гельцементного раствора или расширяющегося тампонажного состава, после чего прокачивали воду. По формуле Дарси определяли проницаемость и вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.

Результаты модельных испытаний представлены в табл.1, на основании которых было выбрано оптимальное соотношение компонентов состава.

Таблица 1
Результаты модельных испытаний предлагаемого состава
№ п/п Содержание состава, вес.ч. Коэффициент изоляции составов через 24 ч, %
Глинопорошок Подиакриламид Праестол 2540 Древесная мука Вода
1 100 0,08 1,5 180 85
2 100 0,1 2,0 200 100
3 100 0,15 3,0 300 100
4 100 0,20 4,0 400 100
5 100 0,22 4,5 430 88

Необходимый объем состава в зависимости от удельной приемистости скважины для ограничения водопритока определен по результатам опытно-промысловых испытаний на скважинах и представлен в табл.2.

Таблица 2
Требуемый объем состава для проведения работ по ограничению водопритока
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) Объем состава на скважину, м3
2-2,7 15-30
2,7-3,5 30-45
3,5 и более 45 и более

Примеры промышленного применения предлагаемого состава и способа его применения.

Пример 1. На глубине 575-577 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Нарушение принимало 864 м3/сут при давлении 0 атм. На глубине 540-545 м посадили пакер ПГРК-146. В цементосмесительной машине приготовили суспензию из 15 т глинопорошка ПБН (100 вес.ч.) и 35 т воды (233,3 вес.ч.) плотностью 1000 кг/м3. Суспензию глинопорошка в воде подавали в чанок цементировочного агрегата ЦА-320, куда порциями добавляли 25 кг полиакриламида Праестол 2540 (0,17 вес.ч.) и 300 кг древесной муки (2,0 вес.ч.).

В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) закачали 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости), 45 м3 предлагаемого состава, 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости). При продавливании состава давление не увеличилось, поэтому далее закачали гельцементный раствор (ГЦР) в объеме 20 м3 (20 т сухой смеси для приготовления ГЦР: цемент + глинопорошок) плотностью 1620~1840 кг/м3. Продавили состав и ГЦР в интервал негерметичности закачиванием в НКТ технологической воды плотностью 1160 кг/м3 и подняли НКТ на безопасную зону. Скважину оставили на 24 ч - время, необходимое для отверждения состава для изоляции водопритока.

После разбуривания цементного моста при испытании на герметичность под давлением 12 МПа и снижении уровня жидкости в скважине свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Пример 2. На глубине 78-88 м была обнаружена негерметичность 146 мм нагнетательной колонны. Нарушение принимало 380 м3/сут при давлении 40 атм. На глубине 100 м посадили пакер ПГРЗ-146. В цементосмесительной машине приготовили суспензию из 15 т глинопорошка ПБН (100 вес.ч.) и 35 т воды (233,3 вес.ч.) плотностью 1000 кг/м3. Суспензию глинопорошка в воде подавали в чанок цементировочного агрегата ЦА-320, куда порциями добавляли 30 кг полиакриламида Праестол 2540 (0,2 вес.ч.) и 300 кг древесной муки (2,0 вес.ч.).

В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) закачали последовательно 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости), 45 м3 предлагаемого состава, 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости). Давление при продавливании состава поднялось до 70 атм, поэтому далее закачали расширяющийся тампонажный состав в объеме 6,5 м3 (8 т цемента с добавлением алюминиевого порошка 0,2%) с плотностью 1820~1850 кг/м3. Продавили состав и расширяющийся тампонажный состав закачиванием по эксплуатационной колонне технологической воды плотностью 1000 кг/м3 и подняли НКТ на безопасную зону. Скважину оставили на 24 ч - время, необходимое для отверждения состава для изоляции водопритока. При исследовании эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине за счет получения однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при контакте закачиваемых компонентов состава с водой в порах и трещинах поглощающего пласта, а также за счет закрепления состава гельцементным раствором или расширяющимся тампонажным составом, что повышает качество ремонтных работ и увеличивает межремонтный период работы скважины.

1. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащий глинопорошок, полимер и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

глинопорошок 100
полиакриламид Праестол 2540 0,10-0,20
древесная мука 2,0-4,0
вода 200-400

2. Способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий приготовление и закачку состава, отличающийся тем, что предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для герметизации межтрубного пространства преимущественно геотермальных и паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий на скважинах с открытым фонтанированием, в том числе на морских скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для наведения противовыбросового оборудования на устье фонтанирующей скважины.
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при капитальном ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к устройствам (лубрикаторам), обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины.
Проппант // 2482155
Изобретение относится к производству проппантов, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. .
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. .
Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей (СаСО 3, MgCO3, CaSO4).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки скважин и трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов в них.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначается для гидравлического разрыва пласта, а жидкость-песконоситель можно использовать при гидропескойструйной перфорации
Наверх