Способ изоляции зоны поглощения в скважине


 


Владельцы патента RU 2504641:

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

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений.

Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем одновременно-раздельной закачки в обводненную часть пласта двух потоков: один поток - гипан, жидкое стекло, вода, другой - водный раствор соляной кислоты 0,44-4,0% (патент RU №1774689, МПК Е21В 33/138, опубл. в бюл. №1, 1996 г.). После смешения потоков в скважину дополнительно закачивают водный раствор кислоты.

Основным недостатком указанного способа является длительность выдерживания скважины для затвердевания тампонирующей смеси (до трех суток). В результате чего в условиях интенсивных поглощений изоляционный экран может не успеть образоваться и это может привести к моментальному его поглощению интенсивно поглощающей зоной пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине (патент RU №2378490, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.01.2010 г.). Способ заключается в закачке в скважину одновременно-раздельно двух потоков, состоящих из компонентов водоизоляционной композиции. Один из потоков содержит глинистый буровой раствор, этилацетат и неонол АФ 9-12 при следующем соотношении компонентов, об.%:

глинистый буровой раствор 93,45-95,45
этилацетат 4,5-6,5
неонол АФ 9-12 0,05,

другой - высокомодульное жидкое стекло 100 об.%, а после закачки указанных потоков осуществляют последовательно закачку буфера пресной воды и цементного раствора.

Недостатками указанного способа являются плохое перемешивание двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и трудность применения способа при температуре ниже 13°С из-за застывания неонола АФ 9-12.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с более низкой температурой застывания.

Задача решается предлагаемым способом изоляции зоны поглощения в скважине, включающим закачку в скважину одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции, первого потока из смеси глинистого бурового раствора, этилацетата, неонола и равного по объему первому второго потока компонентов водоизоляционной композиции, состоящего из 100 об.% высокомодульного жидкого стекла.

Новым является то, что перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающем давление приемистости скважины, в колонны труб одновременно-раздельно закачивают два потока компонентов водоизоляционной композиции, в первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6, во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М.

Используют глинистый буровой раствор, приготовленный по рецептуре 1, приведенной в РД 153-39.0-354-04, 1 м3 глинистого бурового раствора содержит 200 кг комовой глины Биклянского карьера, 5 кг - кальцинированной соды, 3 кг - карбоксиметилцеллюлозы, до 370 кг - мела, остальное - пресная вода.

Высокомодульное жидкое стекло используют марки СИЛИНОМ ВН-М, оно представляет собой водный раствор полисиликата натрия, производится по ТУ 2145-014-13002578-2008.

Неонол АФ 9-6 - это поверхностно-активное вещество, представляющее собой оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров, производится по ТУ 2483-077-05766801-98.

Этилацетат технический представляет собой этиловый эфир уксусной кислоты, производится по ГОСТ 8981-78.

Сущность предложения заключается в следующем. Первоначально скважину заполняют технологической жидкостью и определяют давление, при котором скважина принимает закачиваемую технологическую жидкость (давление приемистости). Далее в скважину до изолируемого интервала спускают две колонны труб, каждая из которых в нижней части оборудована клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление стабильной приемистости скважины. Двумя цементировочными агрегатами в скважину по спущенным колоннам труб одновременно-раздельно закачивают равные объемы двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. Первый поток состоит из смеси 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола АФ 9-6. Второй поток компонентов водоизоляционной композиции состоит из 100 об.% высокомодульного жидкого стекла. Использование неонола марки АФ 9-6 в интервале 0,030-0,045 об.% вместо 0,05 об.% неонола марки АФ 9-12 расширяет сезонность применения способа и упрощает его, так как неонол АФ 9-12 застывает при температуре ниже 13°С, а для использования его при более низкой температуре требуется предварительный разогрев, что усложняет процесс работ и увеличивает его продолжительность. Неонол АФ 9-6 застывает при температуре минус 20°С. Использование поверхностно-активного вещества - неонола АФ 9-6 - в предлагаемом способе обеспечивает взаимную смешиваемость этилацетата и глинистого бурового раствора. При использовании менее 0,030 об.% неонола марки АФ 9-6 смесь этилацетата и глинистого бурового раствора может расслаиваться, использование более 0,045 об.% неонола марки АФ 9-6 не влияет на взаимную смешиваемость этилацетата и глинистого бурового раствора. В то же время, использование более 0,045 об.% неонола марки АФ 9-6 нецелесообразно из-за образования большого количества пены при смешении неонола марки АФ 9-6 с этила-цетатом. Суммарный объем потоков компонентов водоизоляционной композиции определяют из опыта промысловых работ, в большинстве случаев он составляет 10-40 м3 на скважину.

Далее потоки компонентов водоизоляционной композиции продавливают из колонн труб закачиванием технологической жидкости, например пресной воды с расходом 1-2 л/с в каждую колонну труб (установлено опытным путем), после чего потоки компонентов водоизоляционной композиции смешиваются в стволе скважины и попадают в изолируемый интервал. В течение 47 мин - 3 ч 02 мин с момента смешения потоков компонентов водоизоляционной композиции образуется тампонажная масса, блокирующая зону поглощения в скважине. Для получения тампонажной массы с однородной структурой и высокой прочностью необходимо обеспечить интенсивное перемешивание потоков компонентов водоизоляционной композиции в стволе скважины. Повысить интенсивность перемешивания потоков компонентов водоизоляционной композиции предлагается созданием нестационарного режима закачивания путем создания пульсации давления. При увеличении интенсивности перемешивания потоков компонентов водоизоляционной композиции и, как следствие, повышении прочности тампонажной массы обеспечивается увеличение межремонтного периода в 1,2-1,4 раза.

При закачивании технологической жидкости, например пресной воды с расходом 1-2 л/с в колонны труб, по которым закачивают потоки компонентов водоизоляционной композиции, постепенно происходит рост давления, при достижении давления, в 1,6-2,2 раза превышающего давление приемистости скважины, клапан открывается, и на потоки компонентов водоизоляционной композиции передается импульс давления. Так как расход при закачивании небольшой, а давление, при котором скважина стабильно принимает, гораздо меньше давления, при котором автоматически открывается клапан, то после открытия последнего давление в колоннах труб быстро падает и клапан закрывается. Далее вновь постепенно происходит рост давления до открытия клапана и передачи на потоки компонентов водоизоляционной композиции нового импульса давления с последующим падением давления и закрытием клапана. В процессе закачивания водоизоляционной композиции в изолируемый интервал на нее непрерывно воздействуют импульсы давления, что создает нестационарный режим закачивания, обеспечивая улучшение процесса смешения между собой потоков компонентов водоизоляционной композиции в процессе их перепродавливания в пласт. Улучшение смешения потоков компонентов водоизоляционной композиции обеспечивает образование тампонажной массы с однородной структурой и, соответственно, более высокой прочностью, чем у тампонажной массы с неоднородной структурой. Получение тампонажной массы с повышенной прочностью обеспечивает рост эффективности изоляции зоны поглощения в скважине.

После продавливания в изолируемый интервал водоизоляционной композиции колонны труб поднимают из скважины, затем скважину закрывают на 24 ч для упрочнения тампонажной массы.

Возможность получения тампонажной массы была проверена в лабораторных условиях. Проведенные исследования показали, что при использовании жидкого стекла СИЛИНОМ ВН-М с величиной силикатного модуля в пределах от 4,2 до 6,2 (соответствует всему интервалу возможной величины силикатного модуля жидкого стекла СИЛИНОМ ВН-М по ТУ 2145-014-13002578-2008), свойства тампонажной массы существенно не изменяются. Поэтому, в дальнейшем при исследованиях использовали только жидкое стекло СИЛИНОМ ВН-М с силикатным модулем 5,0. Результаты исследований иллюстрируются примерами, приведенными в таблице.

Пример № Содержание компонентов, об.% Время потери текучести, ч-мин
Глинистый буровой раствор Этилацетат Неонол АФ9-6 Высокомодульное жидкое стекло
1 2 3 4 5 6
1 92,955 7,0 0,045 100 0-14
2 93,455 6,5 0,045 100 0-47
3 93,960 6,0 0,040 100 1-08
1 2 3 4 5 6
4 94,965 5,0 0,035 100 1-39
5 94,465 5,5 0,035 100 1-42
6 95,470 4,5 0,030 100 3-02
7 96,470 3,5 0,030 100 6-49

Смесь из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола - первый поток по примеру 1 (см. таблицу) готовят следующим образом. Первоначально 0,045 об.% неонола АФ 9-6 растворяют в 7 об.% этилацетата, далее этот раствор смешивают с 92,955 об.%. глинистого бурового раствора. Далее полученную смесь из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола смешивают со 100 об.% высокомодульного жидкого стекла - вторым потоком. Приготовление водоизоляционной композиции по примерам 2-7 проводили аналогично примеру 1.

Оптимальные количества глинистого бурового раствора, этилацетата, неонола были определены в ходе лабораторных испытаний с учетом достижения структурирования водоизоляционной композиции во всем объеме.

Содержание глинистого бурового раствора в водоизоляционной композиции менее 93,455 об.%, а этилацетата более 6,5 об.% приводит к сокращению времени потери текучести менее 47 минут. Применение таких водоизоляционных композиций нецелесообразно, так как можно не успеть закачать их в скважину до момента потери текучести. Увеличение содержания глинистого бурового раствора в водоизоляционной композиции более 95,470 об.% и уменьшение содержания этилацетата ниже 4,5 об.% ведут к резкому увеличению времени потери текучести водоизоляционной композиции до 6 ч и более и получению в результате неоднородной тампонирующей массы с прослойками жидкости. Применение таких составов водоизоляционной композиции нецелесообразно, так как при изоляции зон поглощения долгое время не отверждающаяся водоизоляционная композиция в пласте размывается пластовыми флюидами, а прочностные свойства неоднородной тампонирующей массы с прослойками жидкости недостаточны для блокирования зоны поглощения.

Пример практического применения. В скважине в интервале 1408,0-1411,0 м было обнаружено нарушение целостности 168 мм эксплуатационной колонны с приемистостью 450 м3/сут при давлении 1,0 МПа. Спустили в скважину на глубину 1390 м две колонны труб. Первая - колонна 73 мм насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудованная в нижней части клапаном, открывающимся при давлении 2,1 МПа. Вторая - колонна 38 мм гибких труб (ГТ), оборудованная в нижней части клапаном, открывающимся при давлении 2,1 МПа, спуск ГТ проводили с использованием колтюбинговой установки. На стационарном узле приготовления буровых растворов смешением в емкости исходных компонентов приготовили 93,960 об.% (8,4564 м3) глинистого бурового раствора и привезли его на скважину. В каждом 1 м3 глинистого бурового раствора содержится 200 кг комовой глины Биклянского карьера, 5 кг - кальцинированной соды, 3 кг - карбоксиметилцеллюлозы, 360 кг - мела, остальное - пресная вода. В емкости объемом 1 м3 перемешали в течение 10 мин 6 об.% (0,54 м3) этилацетата и 0,040 об.% (0,0036 м3) неонола АФ 9-6. Полученный раствор откачали в автоцистерну с 93,960 об.% (8,4564 м3) глинистого бурового раствора и работой цементировочного агрегата все перемешали в автоцистерне, таким образом, был получен первый поток компонентов водоизоляционной композиции. Автоцистерну обвязали с цементировочным агрегатом, а цементировочный агрегат с колонной НКТ. Автоцистерну со 100 об.% (9 м3) жидкого стекла СИЛИНОМ ВН-М с силикатным модулем 5,0, представляющего собой второй поток компонентов водоизоляционной композиции, обвязали с цементировочным агрегатом, а цементировочный агрегат с колонной ГТ. Работой двух цементировочных агрегатов с одинаковым расходом 1,5 л/с закачали одновременно-раздельно по ГТ 9,0 м3 высокомодульного жидкого стекла и по НКТ 9,0 м3 смеси из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола АФ 9-6, далее закачиванием пресной воды в НКТ и ГТ закачали водоизоляционную композицию в изолируемый интервал. Подняли НКТ и ГТ из скважины, а скважину закрыли на 24 ч для упрочнения тампонажной массы.

Таким образом, в данном предложении достигаются результаты - повышение эффективности изоляции зон поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования неонола с более низкой температурой замерзания.

Способ изоляции зоны поглощения в скважине, включающий закачку в скважину одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции: первого потока из смеси глинистого бурового раствора, этилацетата, неонола и равного по объему первому второго потока компонентов водоизоляционной композиции, состоящего из 100 об.% высокомодульного жидкого стекла, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающем давление приемистости скважины, в колонны труб одновременно-раздельно закачивают два потока компонентов водоизоляционной композиции, в первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6, во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы.
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.
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 составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.
Наверх