Способ ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам для ограничения водопритока в скважину с использованием гидролизованного полиакрилонитрила (гипана), и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах.

Известен состав для изоляции вод в скважинах (пат. RU №1329240, МПК Е21В 33/138, опубл. 09.08.1995, бюл. №22), который содержит гипан, силикат натрия и воду. Состав предназначен для ограничения водопритока в слабоминерализованных и высокопроницаемых коллекторах. При попадании состава в обводненный пласт и смешении его с пластовой водой, содержащей ионы металлов (кальция, магния и др.), происходит высаждение гипана и силиката натрия с образованием крупитчато-гелеобразной массы, способной перекрывать поры и мелкие трещины. Недостатком известного состава является то, что он образует гель только в присутствии ионов металла, т.е. в минерализованной пластовой воде.

Известен полимерный тампонажный состав для крепления нефтяных и газовых скважин (пат. RU №2180037, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.02.2002, бюл. №6). Состав содержит водный раствор гипана, воду и добавку, в качестве добавки содержит сшитый полиакриламид АК-639 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: гипан - 100, сшитый полиакриламид АК-639 - 2-3, вода - 100.

Недостатком известного состава является то, что он непригоден для ограничения водопритока пресных вод. В скважину необходимо предварительно закачивать оторочку из 5%-ного раствора хлористого кальция.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции пластов, включающий закачку вязкопластичного материала для изоляции пластов (А.с. №1416669, МПК Е21В 38/138, опубл. 05.08.1988, бюл. №30), который при закачке в скважину образует закупоривающий гель в пласте. Состав содержит гипан, воду, жидкое стекло, инертную добавку и в качестве регулятора гелеобразования хлористоводородную кислоту (HCI) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

гипан 1,0-3,0
жидкое стекло 7,0-10,0
хлористоводородная кислота (HCI) 0,3-0,7
инертный наполнитель 5,0-10,0
добавка, набухающая в воде 0,5-1,0
вода остальное.

В качестве добавки, набухающей в воде, материал содержит порошкообразную карбоксиметилцеллюлозу или конденсированную сульфитспиртовую барду, или углещелочной реагент.

Вязкопластичный материал можно получать двумя способами.

I. В воде деспергируют инертный наполнитель, затем добавляют гипан и жидкое стекло, смесь перемешивают до однородного состояния. В полученную смесь последовательно вводят хлористоводородную кислоту и набухающую в воде добавку.

II. Вязкопластичный материал готовят в две стадии. Предварительно приготавливают равные объемы двух растворов:

1) в половину расчетного количества воды вводят 1/2 часть инертного наполнителя, гипан, 1/2 часть хлористоводородной кислоты;

2) в другую половину воды вводят оставшуюся часть инертного наполнителя и хлористоводородной кислоты, жидкое стекло и набухающую в воде добавку.

Приготовленные по способу II растворы закачивают одновременно по насосно-компрессорным трубам и межтрубному пространству.

Недостатками известного способа являются многокомпонентность состава и короткий срок образования геля при любом способе приготовления, в результате чего он остается вблизи ствола скважины, и с течением времени может вымываться из нее.

Технической задачей предложения является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощения способа и его работоспособности в пресных водах.

Задача решается предлагаемым способом ограничения водопритока в скважину, включающим закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования.

Новым является то, что закачку состава и регулятора гелеобразования осуществляют последовательно порциями, при этом состав содержит гипан, жидкое стекло, полиакриламид DP9-8177, а в качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия при следующем соотношении компонентов, об.ч.:

гипан 100
жидкое стекло 20-50
полиакриламид DP9-8177 50-100
оксихлорид алюминия 200-300.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат: эффективный способ ограничения водопритока в скважину.

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

Таблица 1
Концентрация или плотность раствора реагента
Наименование реагента Наименование ГОСТ или ТУ Внешний вид реагента
Реагент ВПРГ (сухой гипан) или ТУ 2458-005-58949915-2004 порошок или комочки желтого цвета, допускается оранжевый оттенок; вязкая жидкость от желтого до темно-коричневого цвета
6-10%-ный водный раствор
Гипан ТУ 6-01-166-89
Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) ГОСТ 13078-81 густая жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом плотностью 1360-1450 кг/м3
Полиакриламид DP9-8177 ТУ 2458-010-70896713-2006 порошок от белого до кремового цвета 0,1-0,05%-ный водный раствор
Оксихлорид алюминия ТУ 2471-077-05766563-2006 жидкость слабо-желтого или серого цвета с зеленоватым оттенком 15-25%-ный водный раствор

Сущность предложения заключается в том, что через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно порциями в интервал изоляции закачивают состав и регулятор гелеобразования. Для того чтобы предотвратить преждевременное гелеобразование между порциями состава и регулятора гелеобразования закачивают буфер из пресной воды в объеме 200-300 л. При контакте состава и регулятора гелеобразования в интервале изоляции образуется полимерная масса, которая блокирует приток воды в обводненный пласт скважины. Растворы реагентов, входящих в состав, готовятся перед закачкой: 6-10%-ный раствор гипана готовят из товарного гипана (10-15%-ный раствор) или из реагента ВПРГ (сухой гипан) путем добавления к ним расчетного количества пресной воды плотностью 1000 кг/м3 и дальнейшего механического перемешивания; 0,1-0,05%-ный водный раствор полиакриламида DP9-8177 готовят аналогично.

Перед закачкой в скважину состав в течение 20-30 мин перемешивают в осреднительной емкости или в автоцистерне при соотношении реагентов: 100 об. ч. гипана, 20-50 об. ч. жидкого стекла и 50-100 об. ч. полиакриламида DP9-8177. Закачку полученного состава и регулятора гелеобразования в обводненный пласт нефтедобывающей скважины осуществляют несколькими порциями (количество порций состава и регулятора гелеобразования равное - от двух до трех). Между порциями состава закачивают порции регулятора гелеобразования - раствор оксихлорида алюминия, чтобы его суммарный объем в 2-3 раза превышал объем гипана, причем между порциями состава и регулятора гелеобразования закачивают буфер из пресной воды в объеме 200-300 л, чтобы предотвратить преждевременное гелеобразование. При закачке состава и регулятора гелеобразования последовательно несколькими порциями происходит их лучшее перемешивание в поровом пространстве, чем при закачке всего объема состава и регулятора гелеобразования в один прием и позволяет им глубоко проникать в поры и трещины пласта, что обеспечивает блокирование высокопроницаемых, а далее низкопроницаемых пор пласта. Присутствие в составе жидкого стекла упрочняет полимерную структуру, полученную из гипана и полиакриламида DP9-8177, а последний улучшает адгезию состава к породе пласта. Оксихлорид алюминия служит регулятором гелеобразования состава - образованная им плотная полимерная масса обладает стойкостью к пластовым флюидам, пресным водам и лучшей изолирующей способностью, чем вязкопластичный материал, полученный при воздействии хлористоводородной кислоты - регулятором гелеобразования наиболее близкого аналога. При больших пластовых давлениях после закачки состава и оксихлорида алюминия в скважину закачивают цементный раствор для того, чтобы закрепить полимерную массу, образованную составом и оксихлоридом алюминия, и не допустить ее выход из зоны изоляции.

В лабораторных условиях способ осуществляют следующим образом. В стеклянный стакан наливают 100 об.ч. (100 мл) 8%-ного раствора гипана, 20 об.ч. (20 мл) жидкого стекла плотностью 1420 кг/м3, 50 об. ч. (50 мл) 0,05%-ного раствора полиакриламида DP9-8177, перемешивают в течение 1 минуты до образования однородного раствора.

Приготовленный состав и регулятор гелеобразования делят на две порции (в случае закачки состава и регулятора гелеобразования в три порции, каждый из них делят на три порции). К 100 об.ч. (100 мл) 20%-ного раствора оксихлорида алюминия приливают одну порцию полученного состава, 100 об.ч. (100 мл) 20%-ного раствора оксихлорида алюминия, вторую порцию состава (пример 2, табл.2), образуется объемный гель.

Испытание водоизолирующей способности предлагаемого способа 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 состава в пласт и вести непрерывный контроль за его расходом по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают воду плотностью 1000 кг/м3 и минерализацией 0,5 г/л, проводят замер ее расхода и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели.

Состав готовят следующим образом: перемешивают растворы гипана, жидкого стекла, полиакриламида DP9-8177 в следующем соотношении: 100 об. ч. гипана, 20-50 об. ч. жидкого стекла и 50-100 об. ч. полиакриламида DP9-8177. Полученный состав делят на две (три) равные порции, 200-300 об. ч. оксихлорида алюминия также делят на две (три) равные порции. Далее через модель закачивают первую порцию состава, буфер из воды плотностью 1000 кг/м3 и минерализацией 0,5 г/л, первую порцию оксихлорида алюминия, буфер из воды плотностью 1000 кг/м3 и минерализацией 0,5 г/л, вторую порцию состава, буфер из воды плотностью 1000 кг/м3 и минерализацией 0,5 г/л, вторую порцию оксихлорида алюминия. Модель оставляют на 24-36 ч с целью гелеобразования. После этого проводят прокачку воды плотностью 1000 кг/м3 и минерализацией 0,5 г/л, определяют проницаемость по формуле Дарси и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой результативности изоляционных работ.

Для сравнения эффективности предложения провели испытание его и наиболее близкого аналога. Результаты исследования водоизолирующей способности приведены в табл.2.

Таблица 2
Результаты исследования водоизолирующей способности предлагаемого способа и наиболее близкого аналога
Компоненты предлагаемого состава, об. ч. Кол-во порций* Регулятор гелеобразования -оксихлорид алюминия, об. ч. Коэффициент изоляции составов через 24 ч, % Коэффициент изоляции составов через 6 мес., %
Гипан Полиакрил-амид DP9-8177 Жидкое стекло
1 100 30 100 2 50 82,5 76,6
2 100 50 20 2 200 99,6 98,8
3 100 75 40 2 200 99,8 98,6
4 100 100 50 3 300 96,8 95,7
5 100 75 30 3 300 98,5 96,8
6 100 125 15 3 150 85,4 78,8
Составы по наиболее близкому аналогу** 90,3-95,5 72-78
Примечание: *Количество порций состава и регулятора гелеобразования
**Воспроизведены заявителем

Составы №№1 и 6 имеют низкий коэффициент изоляции, поэтому они были исключены из заявляемого диапазона. Оптимальными являются составы (№№2-5), которые вошли в заявляемый диапазон соотношения компонентов, об.ч.:

гипан 100
жидкое стекло 20-50
полиакриламид DP9-8177 50-100
оксихлорид алюминия 200-300.

Как видно из результатов табл.2, коэффициент изоляции через 6 мес.у предлагаемого способа выше, чем у наиболее близкого аналога на 21-25.6%, а использование пресной воды с минерализацией 0,5 г/л не снижает результативность способа. Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а создание прочного геля, упрощение и работоспособность способа в пресных водах, в конечном итоге, способствуют повышению эффективности водоизоляционных работ.

Способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования, отличающийся тем, что закачку состава и регулятора гелеобразования осуществляют последовательно порциями, при этом состав содержит гипан, жидкое стекло, полиакриламид DP9-8177, а в качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия при следующем соотношении компонентов, об.ч.:

гипан 100
жидкое стекло 20-50
полиакриламид DP9-8177 50-100
оксихлорид алюминия 200-300



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи.
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины. .

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.
Наверх