Способ изоляции водопритока в скважину


 


Владельцы патента RU 2543849:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2359003, МПК C09K 8/44, опубл. 20.06.2009, бюл. №17), включающий закачку в скважину состава при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

продукт 119-296 100
изопропиловый спирт 7-17
нефть девонская 10-30
соляная кислота 5,0-20

К продукту 119-296 добавляют изопропиловый спирт и нефть, перемешивают до образования однородного раствора, далее приливают раствор технической соляной кислоты и тщательно перемешивают. Время отверждения составило от 40 минут до 7 часов 10 минут.

Недостатком известного способа является то, что при ограничении водопритока в карбонатных коллекторах происходит образование водопроводящих каналов за счет взаимодействия соляной кислоты с породой, что приводит к увеличению обводненности добываемой нефти. Использование в качестве инициатора отверждения соляной кислоты вызывает коррозию металла эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ). Следует также отметить, что при использовании известного способа необходимо производить закрепление тампонажной массы цементом, иначе она выносится из пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ ограничения водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал растворов кремнийорганической жидкости (продукта) в воде, закачку производят двумя равными порциями, первая из которых представляет раствор кремнийорганического продукта, приготовленный на пресной воде плотностью 1000 кг/м3 в соотношении 1:0,5-1, а вторая - на пластовой минерализованной воде плотностью до 1190 кг/м3 в соотношении 1:0,3-0,5 (патент RU №2431735, МПК E21B 33/138, опубл. 20.10.2011, бюл. №29).

Недостатком известного способа ограничения водопритока в скважине является то, что в состав некоторых кремнийорганических продуктов входят кубовые остатки как отход производства, которые имеют непостоянный состав и содержат хлор в количестве, вызывающем слишком быстрое протекание реакции и нерегулируемое гелеобразование, что может привести к аварийной ситуации на скважине.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования.

Техническая задача решается предлагаемым способом изоляции водопритока в скважину, включающим закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта.

Новым является то, что к кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б, затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

продукт 119-296И марки Б 100
вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100
нефть девонская 10-20

закрепляют состав закачиванием жидкого стекла, причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды.

Продукт 119-296И марки Б по ТУ 2229-519-05763441-2009 с изменением №1 представляет собой водорастворимую композицию этоксисилоксанов - жидкость от желтого до черного цвета. При взаимодействии продукта 119-296И марки Б с водой плотностью 1000-1190 кг/м3 этоксигруппы кремнийорганического продукта гидролизуются и образуются силанолы, в результате чего происходит гелеобразование, причем в летнее время года используют преимущественно пресную воду плотностью 1000 кг/м3, а в зимнее время - минерализованную воду плотностью 1000-1190 кг/м3.

Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом.

Нефть девонская Ромашкинского месторождения способствует гомогенизации состава в предлагаемом способе, обеспечивает стабильность времени его гелеобразования, предотвращает образование геля в нефтенасыщенной части коллектора, то есть способствует повышению степени селективности при тампонировании обводненных зон нефтяного пласта и эффективности изоляции водопритока.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 перемешивают продукт 119-296И марки Б и нефть девонскую, после чего добавляют пресную воду плотностью 1000-1190 кг/м3 и вновь перемешивают. В скважину через НКТ или гибкую трубу, спущенные в интервал изоляции, последовательно закачивают полученный в мернике агрегата состав, буфер из пресной воды и закрепляют жидким стеклом, которое отверждается при контакте с составом. Скважину оставляют на время гелирования состава и отверждения жидкого стекла.

Водоизолирующие свойства состава по предлагаемому способу и его наиболее близкого аналога исследовали в лабораторных условиях. Время гелеобразования полученных составов определяли следующим образом. В три стеклянных стакана помещали компоненты состава и перемешивали. Отмечали время от начала помещения стаканов с составом в термостат, в котором поддерживали температуру 25°C. Время, через которое состав начинал вытекать непрерывной струей с конца стеклянной палочки после ее погружения в состав, принимали за время начала гелеобразования. Периодически наклоняя стаканы, фиксировали время, когда мениск состава переставал смещаться. Определенное таким образом время является временем конца гелеобразования испытуемого состава. Время начала и конца гелеобразования определяют как среднюю арифметическую величину трех измерений. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице.

В стеклянный стакан объемом 300 мл наливали 100 об. ч. (100 мл) продукта 119-296И марки Б, 20 об. ч. (20 мл) нефти девонской, перемешивали в течение 1 мин до образования однородного раствора. К полученному раствору приливали 100 об. ч. (100 мл) воды плотностью 1000 кг/м3, и полученный состав тщательно перемешивали. Время гелеобразования состава составило 15 ч (см. таблицу, №8). Остальные опыты производили аналогично. Гелеобразование состава в опыте №8 происходило равномерно, без налипания и преждевременного осадкообразования. Для приготовления состава и закачки его в скважину требуется от 3 до 15 ч, таким образом оптимальное время гелеобразования составляет от 3 до 15 ч. В опытах №№1, 3, 5, 10, 12, 14, 16, 18, 21, 22, в которых не использовалась нефть девонская, и в опытах №№6 и 24 с использованием 5 мл нефти девонской при перемешивании компонентов происходило налипание ко дну стакана, и через 10 мин снизу образовывался гель в количестве 30% всего объема. При добавлении нефти девонской в пределах 10-20 мл (оптимального количества) налипания не происходило, и гель в опытах №№7, 8, 11, 13, 15, 17, 19, 20 образовывался в оптимальное время. При добавлении 25 мл нефти девонской возрастало время гелеобразования и излишек нефти оставался сверху геля (опыт №9).

По результатам, представленным в таблице, видно, что содержание в составе нефти девонской меньше 10 и больше 20 об. ч. делает составы непригодными для использования в изоляционных работах, а оптимальным является содержание нефти девонской в пределах 10-20 мл (10-20 об. ч.) на 100 мл продукта 119-296И марки Б. Исходя из оптимального времени гелеобразования было выбрано оптимальное соотношение продукта 119-296И марки Б, нефти девонской и воды. Составы №№21-26 со временем гелеобразования менее 3 ч и №№1-4, 9 со временем гелеобразования более 15 ч были исключены, так как время меньше 3 ч недостаточно для осуществления способа на скважине, а более 15 ч излишне долго, состав за это время может быть вытеснен из зоны изоляции. На основе данных таблицы были выбраны оптимальные соотношения ингредиентов (опыты №№7, 8, 11, 13, 15, 17, 19, 20), об. ч.:

продукт 119-296И марки Б 100
вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100
нефть девонская 10-20

Пример осуществления предлагаемого способа. Предлагаемый способ применили для изоляции обводнившегося пропластка в скважине с текущим забоем 1752 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1735-1737,5 м.

На скважине с помощью цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили состав, для чего в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 100 об. ч. (1,5 м3) продукта 119-296И марки Б и 10 об. ч. (0,15 м3) нефти девонской, перемешали. Во вторую половину мерника набрали 100 об. ч. (1,5 м3) воды плотностью 1000 кг/м3 и содержимое мерника агрегата перемешали в течение 30 мин. Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм спустили на глубину 1736 м и закачали 3,15 м3 состава, приготовленного в мернике цементировочного агрегата, буфер из воды плотностью 1000 кг/м3 в объеме 0,4 м3, 1 м3 жидкого стекла и техническую воду в объеме 5,7 м3 для продавливания состава в изолируемый пропласток. НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата отвердевшим составом и оставили скважину на реагирование в течение 24 ч. Далее скважину освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 20%, дополнительная добыча нефти составила при этом 2 т в сут.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования.

Результаты лабораторных испытаний.
Кол-во 119-296И марки Б, об. ч. (мл) Кол-во воды плотностью 1000 кг/м3, об. ч. (мл) Кол-во воды плотностью 1100 кг/м3, об. ч. (мл) Кол-во воды плотностью 1190 кг/м3, об. ч. (мл) Кол-во нефти девонской, об. ч. (мл) Время гелеобразования, ч Примечания
1 100 150 - - - 30 *
2 100 150 20 36 **
3 100 - 150 - - 22 *
4 100 - 150 10 24 **
5 100 100 - 12 *
6 100 100 5 12 *
7 100 100 10 13 **
8 100 100 20 15 **
9 100 100 25 20 ***
10 100 - 100 - - 9 *
11 100 - - 100 15 10 **
12 100 50 - - - 8 *
13 100 50 - - 15 10 **
14 100 - 50 - - 6 *
15 100 - - 50 10 7 **
16 100 40 - - - 5 *
17 100 40 - - 10 6 **
18 100 - 40 - - 4,5 *
19 100 - - 40 10 4 **
20 100 25 - - 10 3 **
21 100 25 - - - 2,5 *
22 100 - 25 - - 2 *
23 100 - - 25 10 1,5 **
24 100 15 5 1 *
25 100 - 15 - - Гель образовался при перемешивании
26 100 - - 15 15 15 мин **
* Через 10 мин снизу образуется гель, ~30% объема;
** Гель преждевременно не образуется;
*** Гель преждевременно не образуется, но возрастает время гелеобразования и излишек нефти остается сверху геля.

Способ изоляции водопритока в скважину, включающий закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта, отличающийся тем, что к кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б, затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.:

продукт 119-296И марки Б 100
вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100
нефть девонская 10-20

закрепляют состав закачиванием жидкого стекла, причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.
Наверх