Изоляционный раствор и способ изоляции притока пластового флюида или газа


 


Владельцы патента RU 2495902:

Матрос Евгений Геннадьевич (RU)
Григорьев Владимир Аркадьевич (RU)
Федоров Юрий Викторович (RU)

Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала, определяют приемистость. Производят последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. Техническим результатом является повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт, сокращение сроков проведения ремонтных работ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах.

Большинство месторождений вышли на позднюю стадию разработки. Такие проблемы как потеря герметичности эксплуатационной колонны, наличие заколонной циркуляции, формирование конусов обводнения, прорыв закачиваемых для поддержания пластового давления вод приводят к преждевременному обводнению добываемой продукции, что в значительной степени усложняет и удорожает процесс эксплуатации месторождений. Разработка таких месторождений сопровождается проведением дорогостоящих и длительных ремонтно-изоляционных работ. Ремонтно-изоляционные работы являются одним из наиболее сложных видов капитального ремонта скважин. Низкая эффективность и высокая стоимость ремонтно-изоляционных работ, их увеличивающиеся объемы и усложняющиеся условия проведения требуют совершенствования методов проведения ремонтно-изоляционных работ. При всем многообразии применяемых химреагентов и технологий, промысловая практика в настоящее время не располагает универсальными высоконадежными и эффективными методами проведения ремонтно-изоляционных работ.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (по патенту RU 2239048) характеризующийся тем, что закачивают в изолируемый интервал тампонирующую смесь с коротким сроком структурирования, состоящую из структурообразующего реагента и структурообразователя. Структурообразователь вводят порциями. Первую порцию структурообразователя смешивают со структурообразующим реагентом на дневной поверхности. Приготовленную таким образом смесь закачивают в насосно-компрессорные трубы с перфорированным патрубком, прикрепленным к башмаку насосно-компрессорных труб. В последние закачивают и вторую порцию структурообразователя. Тампонирующую смесь с коротким сроком структурирования продавливают в зону изоляции водопритока.

Известна тампонажная паста (SU 1229314), содержащая, мас.ч.:

сапропель 1,00;

жидкое стекло 0,64-2,84;

глинопорошок 0,03-0,91;

вода 6,14-2,22.

Использование сапропеля в качестве компонента тампонажной пасты может привести к заражению пластов микроорганизмами. При заражения нефтяных пластов сульфатвосстанав-ливающими бактериями образуются большие количества биогенного сероводорода, вызывающего интенсивную сероводородную коррозию оборудования. Кроме того, сложные микробиологические, биохимические и механические процессы, протекающие при генезисе сапропеля, обуславливают большое разнообразие его вещественного состава, что в свою очередь негативно влияет на стабильность свойств тампонажной пасты. Также к недостаткам тампонажной пасты можно отнести ее незначительную вязкость, и как следствие невозможность использовать пасту для тампонирования высокопроницаемых коллекторов.

Известен гелеобразный состав (RU 2150571), содержащий, мас %:

жидкое стекло 90-97;

водонабухающий полимер В-615 3-10;

вода 0-10.

Недостатком состава является его низкая технологичность. Согласно технологии приготовления в жидкое стекло вводится водонабухающий полимер и сразу закачивается в скважину. Значительное увеличение вязкости состава по истечении 120 минут, говорит о нестабильности свойств состава во времени, невозможности его использования в объемах необходимых для изоляции пластов большой мощности с высокой проницаемостью.

Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод (заявка RU 92011390 от 11.12.92), выбранный в качестве прототипа, в котором в скважину закачивают последовательно буферную жидкость и тампонирующий состав. В качестве буферной жидкости используют водный раствор карбоната натрия, а в качестве тампонирующего состава закачивают глинистую суспензию с добавками силиката натрия и полиакриламида при соотношении компонентов, мас.%:

бентонит 5-10;

силикат натрия 2-4;

полимер 0,1-0,3;

вода остальное

(см. также описание прототипа в патенте на изобретение RU 2362007). Изоляционный раствор по заявке RU 92011390 так же выбран в качестве прототипа состава.

Недостатком известного способа и состава является наличие в растворе натрия кремфтористого, играющего роль отвердителя жидкого стекла. При взаимодействии кремнефтористого натрия и жидкого стекла образуется нерастворимый гель кремнекислоты, который затвердевает и связывает зерна наполнителя. Водный раствор кремнефтористого натрия дает кислую реакцию. Это объясняется тем, что в нем имеется примесь свободной кислоты (HF) в количестве до 0,15%, а также гидролитической диссоциацией кремнефтористого натрия под действием воды с выделением HF. Кислота нейтрализует в растворе жидкого стекла свободную щелочь, что наряду с образованием нерастворимого геля кремнекислоты обусловливает водоустойчивость раствора.

Общими недостатками известных составов являются: нестабильность свойств во времени; возможность возникновения аварийной ситуации по причине преждевременного отверждения; большой срок проведения ремонтных работ.

О низкой эффективности самоотверждающихся изоляционных растворов (цементный раствор, цементный раствор с модифицирующими добавками, растворы содержащие в своем составе отвердитель), применяющихся для ремонтно-изоляционных работ, свидетельствует то, что часто с их применением с первой попытки удается загерметизировать только около 30% скважин (Новая техника и технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. //Труды семинара главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть», - г.Лениногорск, - 2002. - СЛ). Многократное повторение тампонирования до достижения герметичности, даже с учетом доступности, низкой цены и простоты использования, во многих случаях делает большинства материалов экономически нецелесообразным. Кроме того, стоимость ремонта значительно возрастает из-за увеличения непризводительного времени (в большинстве случаев 24-72 часа), потраченного на ожидание затвердевания изоляционного материала.

Технической задачей изобретения является: повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт с использованием пакерного оборудования; сокращение сроков проведения ремонтных работ.

Технический результат достигается в изоляционном растворе, содержащем массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Используют метасиликат натрия (например, 9-водный, 5-водный). Под изоляционным раствором мы понимаем грубодисперсную систему, состоящую из указанных веществ, с твердой дисперсной фазой и жидкой дисперсионной средой (суспензию).

Технический результат достигается в способе изоляции притока воды (пластовой воды либо технической воды, закачиваемой для поддержания пластового давления) или газа включающем следующие шаги. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала. Под изолируемым интервалом понимается обводненный пласт либо обводненная часть пласта, или пласт (его часть), из которого происходит газовыделение в скважину. Для определения требуемого объема веществ для закачки, предварительно может производиться определение показателя приемистости изолируемого интервала.

Приемистость изолирумого интервала - характеристика, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара и др.) в изолируемый интервал. Мы используем термин «показатель приемистости скважины» (м3/сут*МПа), равный отношению количества рабочего агента, закачиваемого в пласт в единицу времени, к величине давления, создаваемого на забое скважины при закачке. Показатель приемистости скважины (K) определяет поглощающую способность пласта:

очень низкая приемистость характеризуется К≤5;

низкая приемистость характеризуется 5<К<15;

оптимальная для проведения работ с использованием изоляционного раствора приемистость характеризуется 24<К<36;

высокая приемистость характеризуется 36<К<68;

очень высокая приемистость характеризуется К≥68.

После определения требуемого объема, производят последовательную закачку (продавку под давлением) в изолируемый интервал буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. В случае, если показатель приемистости перед последовательной закачкой больше 10, дополнительно закачивают в изолируемый интервал раствор, содержащий ионы кальция, а затем производят последовательную закачку указанных выше веществ.

При показателе приемистости изолируемого интервала большем 10 (например, не менее 160 м3/сут, при давлении не выше 150 атмосфер) производят повторную последовательную закачку в изолируемый интервал раствора, содержащего ионы кальция, буферной жидкости, изоляционного раствора, указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. После того, как показатель приемости устанавливается на требуемом уровне (например, К<5), производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. В качестве буферной жидкости используют воду, в количестве 200-500 литров. После разгерметизации пакерного оборудования может выполняться промывка скважины. Установку цементного моста производят с закачкой цементного раствора под давлением в изолируемый интрвал.

Способ реализуют следующим образом

Для приготовления изоляционного раствора берут силикат натрия в количестве от 5 до 50 массовых % в зависимости от требуемых характеристик состава или от характеристик силиката натрия. Например метасиликат натрия 9-водный (5-водный) с массовая долей 16%. Вещество является осадкообразующим компонентом состава, в растворе играет роль ингибитора процесса набухания бентонита. При реакции с ионами Са2+ (содержатся в буферном растворе и пластовой воде) выпадает труднорастворимый осадок силиката кальция (придает жесткость системе).

В зависимости от количества метасиликата натрия и необходимых механических свойств (текучесть, вязкость) изоляционного раствора, берут глинопорошок бентонитовый с массовой долей от 15% до 55% (например, 36% для марки ПБН, для марок большим выходом глинистого раствора от 15%), являющийся тампонирующим компонентом, за счет процесса набухания. Содержит ионы поливалентного металла, сшивающих полимер.

Берут полимер акриламида с массовой долей от 0,0005% до 0,5% в зависимости от типа полимера (от длины молекул полимера зависит количество молекул воды, которую может связать молекула полимера). Полиакриламид увеличивет вязкость состава, после сшивания придает прочность образовавшейся структуре (раствор армируется полимерной сеткой с образованием прочных пространственных связей).

Для приготовления изоляционного раствора из указанных веществ берут воду пресную техническую. Всыпают расчетное количество метасиликата натрия, глинопорошока, полиакриламида и перемешивают раствор до однородной массы.

Полученный изоляционный раствор представляет собой силикат-дисперстный раствор, характеризующийся: низкой начальной вязкостью; стабильностью свойств приготовленного раствора во времени; гомогенностью по всему объему, низкой фильтратоотдачей. Механизм действия которого обусловлен рядом последовательных физико-химических процессов.

Устанавливают пакерное оборудование (один или два пакера, в зависимости от расположения изолируемого интеревала в скважине) для герметизации изолируемого интервала. Для определения требуемого объема веществ для закачки, предварительно может производиться определение приемистости изолируемого интервала. Исходя из горно-геологический условий, приемистости изолируемого интервала приготавливают необходимое количество раствора хлористого кальция и изоляционного раствора.

Например, при показателе приемистости K<10, производят последовательную закачку (продавку под давлением не более 150 атмосфер) в изолируемый интервал буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Затем продавливают техническую воду в объеме заполнения насосно-компрессорных труб.

При K>10 (оптимально, при 24<K<36), сначала закачивают раствор, содержащий ионы кальция, затем осуществляют последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Затем продавливают техническую воду в объеме заполнения насосно-компрессорных труб.

В качестве раствора, содержащего ионы кальция используют раствор хлористого кальция (удельный вес 1,22 г/см3), который является буферным раствором и закачивается (например, в объеме 3 м³) перед изоляционным раствором и, при необходимости, между порциями изоляционного раствора. Ионы кальция осаждают силикат-ионы из изоляционого раствора с образованием труднорастворимого осадка силиката кальция, который кольматирует проницаемую часть коллектора. Реакция идет на границе контакта растворов в пластовых условиях. Для предотвращения преждевременного отверждения изоляционного раствора (отверждение происходит при взаимодействии ионов кальция с изоляционным раствором) в насосно-компрессорных трубах, а также в призабойной зоне в качестве буферной жидкости используют воду, в количестве 200-500 литров.

Одновременно с последовательной закачкой под давлением, производится определение приемистости. При высоком показателе приемистости изолируемого интервала после проведения последовательной закачки (при К>5, иначе, при отсутствии повышения давления продавки) производят повторную последовательную закачку в изолируемый интервал раствора, содержащего ионы кальция, буферной жидкости, изоляционного раствора, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция.

После того, как показатель приемости устанавливается на требуемом уровне (К<5), производят выдержку на период структурообразования (до отсутствия избыточного давления, например, 4 часа). Активатором структурообразования являются ионы кальция, содержащиеся в буферной жидкости или пластовой воде. В результате химической реакции происходит образование труднорастворимого осадка, с последующим набуханием гидратированных частиц бентонита. Таким образом, структурообразование происходит при взаимодействии с ионами кальция, уже после закачки изоляционного раствора в изолируемый интервал.

Затем производят разгерметизацию пакерного оборудования, промывают скважину обратной промывкой технической водой до чистой воды, извлекают пакерное оборудование и устанавливают цементный мост с закачкой цементного раствора под давлением в изолируемый интервал.

При необходимости разбуривают цементный мост, определяют герметичность изолированного интервала.

Изоляционный состав заполняет проницаемую часть коллектора или заколонное пространство и создает непроницаемый экран, препятствующий проникновению пластовых вод и газа. Закачкой цементного раствора осуществляется закрепление полученного экрана. Получаемый после закачки материал не дает усадки, инертен к кислотам, щелочам, растворителям.

Стабильность свойств изоляционного раствора в течение длительного времени и отверждение только при контакте с ионами кальция позволяет производить работы до получения планируемого значения показателя приемистости, что в значительной степени снижает вероятность проведения повторных работ. Кроме того, при использовании изоляционного раствора риск возникновения аварийной ситуации отсутствет, так как при необходимости излишки раствора можно вымыть из насосно-компрессорных труб промывкой

1. Изоляционный раствор, содержащий, мас.%:

силиката натрия 5-50
бентонита 15-55
полиакриламида 0,0005 до 0,5
воды остальное

2. Изоляционный раствор по п.1, характеризующийся тем, что используют метасиликат натрия.

3. Способ изоляции притока воды или газа, включающий:
установку пакерного оборудования для герметизации изолируемого интервала; последовательную закачку в изолируемый интервал буферной жидкости, изоляционного раствора по п.1, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция; выдержку на период структурообразования;
разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста.

4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что при показателе приемистости изолируемого интервала большем 5 выдержку на период структурообразования производят после повторной последовательной закачки в изолируемый интервал раствора, содержащего ионы кальция, буферной жидкости, изоляционного раствора по п.1, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция.

5. Способ по п.3, характеризующийся тем, что в качестве буферной жидкости используют воду в количестве 200-500 л.

6. Способ по п.3, характеризующийся тем, что после разгерметизации пакерного оборудования выполняют промывку скважины.

7. Способ по п.3, характеризующийся тем, что установку цементного моста производят с закачкой цементного раствора под давлением в изолируемый интервал.

8. Способ по п.3, характеризующийся тем, что перед последовательной закачкой в изолируемый интервал буферной жидкости изоляционного раствора по п.1, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция, производят определение показателя приемистости изолируемого интервала.

9. Способ по п.8, характеризующийся тем, что при показателе приемистости большем 10 дополнительно закачивают в изолируемый интервал раствор, содержащий ионы кальция.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
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.
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 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. .
Группа изобретений относится к использованию пеногасителей в скважинных операциях. Технический результат - универсальность пеногасителя, эффективность пеногасителя при низких концентрациях с одновременным сохранением способности пенных систем к повторному ценообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур.

Изобретение относится к композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
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.

Изобретение относится к привитым сополимерам на основе полиамида. Предложены привитые сополимеры на основе полиамида, прошедшего реакцию с ангидридом малеиновой кислоты, содержащие по меньшей мере одну винил-ненасыщенную боковую цепь, выбранную из N-винилкапролактама и/или N-винилпирролидона и в качестве полиамидного компонента он содержит по меньшей мере одно соединение из ряда натуральных или синтетических полиамидов. Технический результат - предложенные сополимеры могут быть получены из легкодоступных исходных материалов по относительно недорогой и простой технологии и пригодны к применению в качестве ингибиторов газовых гидратов. 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 8 пр.
Наверх