Способ изоляции зон водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2507377:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважины с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

Известен способ изоляции водопритоков (пат. RU №2319723, МПК С09К 8/506, опубл. 20.03.2008 г., бюл. №8), осуществляемый с помощью закачки водоизолирующего состава, который включает этиловый или метиловый эфир ортокремневой кислоты или их смесь, полярный растворитель, катализатор - хлориды металлов IV-VIII групп, дополнительно содержит аэросил, при следующих соотношениях, мас.ч.:

Этиловый или метиловый эфир ортокремневой кислоты
или их смесь 100
Полярный растворитель 10-50
Аэросил 1-10
Хлориды металлов IV-VIII групп 1-5

Недостатками известного способа являются низкая эффективность изоляции, а также использование большого количества этанола, бутанола, ацетона в закачиваемом составе, которые являются легковоспламеняющимися жидкостями.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции притока вод в скважинах (пат. RU №2251615, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.05.2005 г., бюл. №13), включающий приготовление и закачку в пласт смеси кремнийорганического вещества с материалом Полисил при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кремнийорганическое вещество 97,0-99,9
Полисил 0,1-3,0

Недостатком известного способа изоляции является то, что он предназначен для изоляции низкопроницаемых пластов высокотемпературных скважин и непригоден для закачки в высокопроницаемые, трещиноватые и кавернозно-трещиноватые коллекторы, так как в условиях высоких депрессий на пласт водоизолирующая смесь будет вымываться из зоны изоляции.

Технической задачей предложения является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки.

Техническая задача решается способом изоляции зон водопритока в скважине, включающим приготовление и закачку в пласт смеси кремнийорганической жидкости - КЖ с армирующей добавкой.

Новым является то, что предварительно готовят 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, вводят в 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 армирующую добавку, а в качестве армирующей добавки используют фиброволокно при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

КЖ 100
Фиброволокно 0,1-1
0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 50-100

Используемые в предлагаемом способе реагенты:

- в качестве КЖ в предложении используют кремнийорганические жидкости, содержащие в своем составе катализаторы гелеобразования, способствующие при взаимодействии с водой к выделению хлористоводородной кислоты, которая является структурообразователем КЖ: кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН (АКОР-БН100, АКОР-БН101, АКОР-БН102, АКОР-БНЮЗ, АКОР-БН104 и АКОР-БН300) по ТУ 2458-001-01172772-99, которые представляют собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета; кремнийорганические продукты 119-296И марки Б и 119-296И марки В по ТУ 2229-519-05763441-2009, которые представляют собой водорастворимую композицию этоксисилоксанов; АКРОН и АКРОН-А по ТУ 2458-317-00147001-2006, которые представляют собой подвижные жидкости от бледно-желтого до коричневого цвета; АКРОН-РК по ТУ 2458-001-71012633-2008, который представляет собой низковязкую жидкость от бледно-желтого до коричневого цвета; кремнийорганический тампонажный состав КТС 119-РЦ по ТУ 2458-006-71012633-2012, который представляет собой водорастворимую композицию олигоэтоксисилоксанов. В присутствии воды КЖ гидролизуются с образованием жидких водорастворимых продуктов, которые затем отверждаются (гелируют);

- фиброволокно (длиной 3-18 мм) по ТУ 2272-006-13429727-2007, представляет собой волокно строительное микроармирующее, изготавливаемое из термопластичных полимеров (полиэтилентерефталата, полибутилентерефталата, полипропилена);

- полиакриламид DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006, представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда и предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известно, что тампонажные камни, образованные КЖ в присутствии воды, имеют общий недостаток - они растрескиваются и дают усадку. Для устранения этого недостатка предлагается армировать водоизолирующую смесь по предлагаемому способу волокнистым материалом - фиброволокном. Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем. Предварительно готовят 0,5%-ный водный раствор полиакриламида DP9-8177, для чего 5 кг полиакриламида DP9-8177 растворяют при перемешивании в 1 м3 воды. Затем фиброволокно (0,1-1 мас.ч. к 100 мас.ч. КЖ) при интенсивном перемешивании вводят в 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177. Далее к 100 мас.ч. КЖ добавляют 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с фиброволокном и тщательно перемешивают. Полученную водоизолирующую смесь закачивают в зону изоляции водопритока. Время отверждения смеси зависит от количества добавленного к КЖ раствора полиакриламида DP9-8177 с фиброволокном, так как его отверждение происходит при воздействии воды, содержащейся в растворе полиакриламида DP9-8177.

0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 обладает достаточной вязкостью и хорошей удерживающей способностью, поэтому фиброволокно располагается в нем равномерно по всему объему. При перемешивании 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с фиброволокном и КЖ получается однородная водоизолирующая смесь, которая седиментационно устойчива и фиброволокно в ней распределяется во всем объеме. Фиброволокно устойчиво к щелочам, кислотам и пластовым флюидам. Его роль, как армирующей добавки, заключается в создании в закачиваемой водоизолирующей смеси эластичной упругой пространственной структуры, занимающей объемы поровых каналов и перекрывающей их. Благодаря дисперсному армированию и за счет релаксации напряжений в образуемом тампонажном камне фиброволокно как при отверждении, так и при эксплуатации способствует быстрому набору структурной прочности тампонажного камня, препятствует его усадке и повышает трещиностойкость.

Лабораторные испытания предлагаемого способа на примере продукта 119-296И марки Б. В стеклянном стакане готовят водоизолирующую смесь: взвешивают 0,5 г фиброволокна (0,5 мас.ч.), наливают 50 г 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 (50 мас.ч.) и хорошо перемешивают. Во второй стеклянный стакан объемом 200 мл наливают 100 г кремнийорганического продукта 119-296И марки Б (100 мас.ч.), добавляют содержимое первого стакана, перемешивают, при этом фиброволокно равномерно распределяется во всем объеме смеси. Приготовленная водоизолирующая смесь через 7 ч отверждается во всем объеме, через 3 дня хранения отвержденный тампонажный камень не дает усадки, трещины не образуются. Другие примеры осуществляют аналогично.

С целью исследования структурно-механических свойств отвержденного камня по предлагаемому способу и прототипу измеряли пластическую прочность по методу конического пластомера П.А. Ребиндера (Справочное руководство по тампонажным материалам: Учебное пособие / Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. - М.: Недра, 1987. с.336-339). Результаты измерений показывают, что эффективность предлагаемого способа превосходит эффективность прототипа. Способ по прототипу, который показал наибольшее снижение коэффициента проницаемости (345%), имеет меньшую пластическую прочность по сравнению с предлагаемым способом, что доказывает повышение изолирующей способности способа. Результаты лабораторных испытаний представлены в таблице.

Таблица
Результаты лабораторных исследований предлагаемого способа
Наименование КЖ, мас.ч. Фиброволок-но, мас.ч. 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, мас.ч. Время отвержде-ния Качество отвержденного тампонажного камня через 3 дня Пластическая прочность, МПа
1 КТС119-РЦ, 100 0,1 40 2 ч Без трещин и усадки 0,50
2 Пр-т 119-296И марки Б, 100 0,5 50 7 ч Без трещин и усадки 0,65
3 Пр-т 119-296И марки В, 100 0,3 50 6 ч 30 мин Без трещин и усадки 0,70
4 АКОР-БН102, 100 1 100 22 ч Без трещин и усадки 0,55
5 АКРОН, 100 0,7 75 30 ч Без трещин и усадки 0,60
6 АКРОН-РК, 100 0,5 100 48 ч Без трещин и усадки 0,65
7 КТС119-РЦ, 100 0,6 110 60 ч Без трещин и усадки 0,70
8 Состав по прототипу №8*: Трещины и усадка 0,45
Олигоорганоэтоксихлорсилоксаны (КЖ) - 96,5 мас.%
Полисил-П1 - 3,5 мас.%
*Состав №8 по прототипу, который имеет наибольшее снижение коэффициента проницаемости (345%)

При подборе оптимальных рецептур опытным путем было установлено, что оптимальное количество фиброволокна на 100 мас.ч. КЖ находится в пределах 0,1-1 мас.ч. Количество фиброволокна менее 0,1 мас.ч. на 100 мас.ч. КЖ не эффективно, так как не влияет на качество отвержденной смеси; использование фиброволокна более 1 мас.ч. на 100 мас.ч. КЖ нецелесообразно, так как такое количество плохо перемешивается и такую смесь трудно закачать. Оптимальное количество 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 на 100 мас.ч. КЖ находится в пределах 50-100 мас.ч., так как количество менее 50 мас.ч. приводит к быстрому отверждению (2 ч, пример №1), а более 100 мас.ч. нецелесообразно из-за долгого времени отверждения (60 ч, пример №7). На основе результатов лабораторных исследований было выбрано оптимальное соотношение компонентов смеси по предлагаемому способу, мас.ч:

КЖ 100
Фиброволокно 0,1-1
0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 50-100

Качество отвержденной водоизолирующей смеси по предлагаемому способу определяли визуально по наличию или отсутствию трещин и усадки. По результатам лабораторных испытаний, представленных в таблице, очевидно, что предлагаемый способ в отличие от прототипа характеризуется отсутствием трещин в отвержденном камне, отсутствием усадки и повышенной пластической прочностью.

Пример осуществления предлагаемого способа.

Предлагаемый способ осуществили для изоляции обводнившегося пропластка в бобриковском горизонте в скважине Ромашкинского месторождения с текущим забоем 1235 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1190-1210 м. Из скважины подняли подземное оборудование, на глубину 1190 м в скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм.

На дневной поверхности приготовили 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, для чего в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 1 м воды и, используя чанок агрегата, при перемешивании в течение 30 мин растворили 5 кг (50 мас.ч.) полиакриламида DP9-8177. В полученный раствор добавили 5 кг фиброволокна (0,5 мас.ч.) и перемешали в течение 30 мин. Далее во вторую половину мерника набрали 2 м3 кремнийорганического продукта 119-296И марки Б (100 мас.ч.) и содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали между собой в течение 30 мин. В насосно-компрессорные трубы закачали 3 м3 приготовленной в мернике цементировочного агрегата водоизолирующей смеси и техническую воду в объеме 3,7 м3 для продавливания смеси в изолируемый пропласток. Далее НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата отвердевшей смесью и оставили скважину на реагирование в течение 24 ч. Далее скважину освоили, спустили подземное оборудование и пустили скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 30%, дополнительная добыча нефти составила при этом 1,5 т в сутки.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки.

Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в пласт смеси кремнийорганической жидкости - КЖ с армирующей добавкой, отличающийся тем, что предварительно готовят 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, вводят в 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 армирующую добавку, а в качестве армирующей добавки используют фиброволокно при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

КЖ 100
Фиброволокно 0,1-1
0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 50-100



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине.

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин.
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.
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 нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине.

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти.
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта.

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать. Используемая цементная композиция содержит вышеуказанные компоненты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - регулирование реологических свойств, времени загустевания, используемых при цементировании композиций, повышение прочности образующегося при затвердевании указанной композиции цементного камня. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 7 табл.
Наверх