Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины. Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта включает закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом. Дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК. При этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0; высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0; щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0. Техническим результатом является увеличение изоляции притока вод и крепления призабойной зоны, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, обладающих пластичными свойствами в отличие от прототипа, необходимыми для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, основанный на закачке в пласт селективных материалов, в результате гидролиза которых осуществляется закупорка поровых каналов в водонасыщенной зоне, но при этом остается не закупоренной нефтенасыщенная зона (Газизов А.Ш. и Маслов И.И. Селективная изоляция притока пластовых вод (Серия «Нефтепромысловое дело») - Тематические научно-технические обзоры, ВНИИОЭНП М., 1977).

Известен способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку полифункциональных алкоксисодержащих кремнийорганических соединений, хлорида поливалентного металла и воду. Перед закачкой состава в пласт закачивают соляную кислоту с концентрацией до 22% (а.с. №1808998, М. кл. 5, Е21В 33/138, опубл. 15.04.93, бюл. 14).

Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину путем закачки в пласт кремнийорганического соединения - олигоорганоэтоксихлорсилоксана (а.с. №861554. М. кл. 3, Е21В 33/13, опублик. 07.09.81, бюл. №33).

Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя. При выдержке смеси в пласте время гелеобразования определяют в зависимости от удельной приемистости скважины (патент RU №2071548, М. кл. 6. Е21В 33/138, опубл. 10.01.97, Бюл. №1).

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя - соляной кислоты (а.с. 1423726, МПК Е21В 33/13, опубл. в 1988 г., бюл. 34).

Известен способ изоляции водопроницаемого пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полисиликата натрия и гелеобразователя, в качестве которого используют сульфаминовую кислоту или соляную кислоту, или хлористый кальций (патент RU №2124124, М. кл. 6, Е21В 43/32, опубл. 21.12.98 г.).

Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку силиката щелочного металла и минерализованной воды. Перед закачкой раствор силиката щелочного металла и минерализованную воду смешивают до коллоидного состояния (патент RU №2133825, М. кл. 6, Е21В 43/22, опубл. 27.07.99 г.).

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя - соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа. При этом перед закачкой отвердителя в скважину закачивают разделитель - легкую нефть (патент RU №2121570, М. кл. 6, Е21В 43/22, опубл. 10.11.98 г.).

Известен способ ограничения водопритока в скважине, включающим приготовление и закачку в скважину водного раствора кремнийорганической жидкости, смешанной с пластовой водой (патент RU №2121570, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.06.2009 г.).

Недостатком вышеперечисленных способов является использование или водорастворимых силикатов, или кремнийорганических соединений, в результате чего способ имеет ограниченную область применения, причем закачиваемые композиции имеют слабые гидрофобизирующие свойства и слабую нефтевытесняющую способность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции притока пластовых вод в скважину, по которому закачивают в скважину смесь 98,0-99,9 мас. % кремнийсодержащего вещества с 0,1-2,0 мас. % высокодисперсным гидрофобным материалом (RU №2249670, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.04.05, бюл. №10).

Недостатком близкого аналога и вышеуказанных известных способов является образование хрупких стеклоподобных композиций после отверждения их, не обладающих пластичностью, и поэтому не обеспечивающих высокую герметичность крепления композиций с породой пласта, а из-за хрупкости композиций имеют узкую область их применения.

Задачей заявленного изобретения является создание эффективного способа изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта.

Технический результат - увеличение изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта в сравнении с прототипом за счет закачивания композиций, обладающих при отверждении новым свойством -пластичностью в отличие от прототипа. Пластичные композиции в пласте увеличивают качество и срок изоляции водопритока. Кроме того они необходимы для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, создания заколонного фильтра и для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления.

Поставленная задача и технический результат соответственно решается и достигается тем, что способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, отличающийся тем, что дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Кремнийорганические маслорастворимые и
водорастворимые вещества
или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0
Высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0
Щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0

В качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие маслорастворимые кремнийорганические вещества - замещенные и полные эфиры ортокремниевой кислоты, органохлорсиланы, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, тетраэтоксисилан с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, смесь титаноэтоксихлорсилоксанов и водорастворимые кремнийорганические вещества: водные растворы метилсиликоната натрия или смеси этоксисилоксанов.

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты, включающие силикаты натрия в виде растворов жидкого стекла, полисиликаты с силикатным модулем 2,1-6,5, метасиликаты, коллоидные силикаты, а также добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2).

Дополнительно можно закачать перед основной композицией или попеременно с ней водную глинополимерсодержащую оторочку, содержащую в мас. %: полимер: полиакриламид, полиакрилат, полиметакриловую кислоту, поливинилацетат, сополимер винилацетата и винилового спирта, поливиниловый спирт, а также биополимеры на основе маннозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенная целлюлоза: карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилированная, метил- и гидроэтилцеллюлоза - 0,2-5,0 и бентонитовую глину, глинопорошок или каолин - 3-6 без сшивателя или со сшивателем: соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы, отходы хромовых квасцов, алюмокалиевые квасцы -0,01-0,1 и воду - остальное, в количестве 10-20 мас. % от массы закачиваемой основной композиции, при закачке разделяя их разделителем в виде легкой нефти или пресной воды в количестве 10-15 мас. % от массы закачиваемой композиции.

Закачиваемые композиции могут дополнительно содержать соляную или фтористо-водородную кислоту, или смесь соляной с фтористо-водородной, или смесь соляной с серной, или смесь соляной с азотной кислотами в объемном соотношении 1:1 в количестве 0,3-1,0 мас. %; в качестве нефтевытесняющего компонента поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ в количестве 0,2-5,0 мас. %; в качестве водоудерживающей добавки основную соль хлорида алюминия или реагент марки Конкрепол-ВЦ в количестве 0,5-3,0 мас. %.

По заявленному способу в закачиваемых композициях в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие кремнийорганические вещества - замещенные и полные эфиры ортокремниевой кислоты, органохлорсиланы, смеси тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смеси тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например, смесь олигоорганоэтоксихлорсилоксанов под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенная смесь олигозтоксисилоксанов; или сложная смесь тетраэтоксилана и олигозтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); кремнийорганическая эмульсия КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) -70%-ная водная эмульсия полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, полимерные тампонажные материалы марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88) или марки материалов группы АКОР БН: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), и водорастворимые кремнийорганические вещества: водные растворы метилсиликоната натрия или смеси зтоксисилоксанов. например, гидрофобизирующие кремнийорганические жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11 и ГКЖ-11Н (ТУ 6-000491277-101-97) - водные растворы метилсиликоната натрия или смесь этоксисилоксанов под названием «продукт 119-296 Т» (ТУ 6-00-05763441-45-92).

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде водных растворов жидкого стекла или полисиликатов с силикатным модулем 2,1-6,5, метасиликаты, коллоидные силикаты, быстрорастворимые гидратированные силикаты, например, метасиликаты (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил» (ТУ 2145-002-12979928-2001), коллоидные силикаты натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Крем незоль К3-ТМ», быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95).

Кроме силикатов, в качестве кремнийнеорганического вещества используют добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiО2), например, в мас. %: полевой шпат K(AlSi3O7) - 64,0, выпускаемые в виде материалов полевошпатовых (ГОСТ 2304-78) и кварц-полевошпатовых (ГОСТ 7030-75); нефелины Na3K(AlSiO4)4 - 43,08, выпускаемые в виде нефелинового концентрата по ТУ 12-54-80 и нефелино-полевошпатовых материалов по ГОСТ 18451-77; кварцы (aSiO2) - 60,09, выпускаемые в виде кварцевого концентрата из природного кварца по ТУ 5726-001-1146665-97, кварца молотого по ГОСТ 9077-82 и кварца гранулированного по ТУ 21-0285122-002-91.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы: например, тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белая сажа, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки полисил. Высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

Для приготовления композиции используют щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) (ТУ 2433-039-00205311-08), который представляет собой жидкость с высокой проникающей способностью от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей, с плотностью при 20°C 1100-1200 кг/м3.

ЩСПК содержит натриевые соли органических кислот в количестве 18-30 мас. %, циклогексанола не более 0,8 мас. %, циклогексанона не более 0,2 мас. %, смолы не более 10 мас. %, суммарная массовая доля капролактама и натриевой соли Е-аминокапроновой кислоты не нормируется.

Для приготовления глинополимерсодержащей оторочки в качестве полимера используют полиакриламид, полиакрилат, полиметакриловую кислоту, поливинилацетат, сополимер винил ацетата и винилового спирта, поливиниловый спирт а также биополимеры на основе маннозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенную целлюлозу: карбоксиметилцеллюлозу, оксиэтилированную, метил- и гидроэтилцеллюлозу. Например, гидролизованный полиакриламид (ПАА), низкомолекулярный или высокомолекулярный ПАА с м.м.=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%: ПАА отечественного производства, например, низкомолекулярный ПАА с м.м. 1,0-1,3×106 и степенью гидролиза 5-10%: ПАА серии АК-631 марки А 155 (ТУ 6-02-00209912-41-94) и серии АК-642 марки АП-0339 (ТУ 6-02-00209912-65-99), выпускаемые ООО «Гель-Сервис» г. Саратов; ПАА импортного производства, например, низкомолекулярный анионный полимер марки Aikoflood 254 S производства Англии, аналог ПАА с м.м. 0,5-0,8×106 и степенью гидролиза 5-6%, высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии ПАА с м.м. 8-18×106 и степенью гидролиза 5-20%; метакриламид марки Метас, многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86 и полиакрилаты разных марок, полиметакриловую кислоту (ПМАК) и сополимер метакриловой кислоты: сополимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98; винилацетатные полимеры, например, поливинилацетат (ПЗА). сополимеры винилацетата и винилового спирта; поливиниловый спирт (ПВС), биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС, полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС; продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, например, КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600-800, оксиэтилированная целлюлоза марки ОЭЦ или гидроэтил целлюлоза ГЭЦ с СП=500-1200 и ее модификации, или метилцеллюлоза марки МЦ с СП=800-1200, или модифицированная лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлоза марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС.

В качестве глины используют бентонитовую глину, глинопорошок или каолин, например, бентонитовую глину, выпускаемую по ТУ 39-01-08658-81, глинопорошок выпускаемый по ТУ 39-014-001-105-93, каолин, выпускаемый по ТУ 14-8-127-74.

В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк).

В качестве растворителя используют пресную воду.

В качестве кислоты используют соляную и фтористо-водородную кислоты или смесь соляной с фтористо-водородной, или смесь соляной с серной, или смесь соляной с азотной в объемном соотношении 1:1.

При использовании кремнийнеорганических веществ в композиции в виде одного из вышеперечисленных добываемых минералов, минерал сначала обрабатывают соляной или фтористоводородной кислотами или смесью вышеперечисленных неорганических кислот.

Все используемые минералы легко разлагаются в присутствии кислот с выделением геля кремневой кислоты.

В качестве ПАВ используют водорастворимые анионные ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол жидкий (ТУ 2481-004-48482528-99), выпускаемый на ЗАО «Бурсинтез-М», Сульфонол порошок марки отбеленный (ТУ 2481-135-07510508-2007. сульфонат марки Алкилсульфонат (ТУ 2481-308-05763458-2001), выпускаемый ВОАО «Химпром», водорастворимые неионогенные ПАВ, например, неонол-12 - нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ9-12) (ТУ-2483-077-05766801-98), выпускаемый на ОАО Татнефть», либо его товарная форма СНО-3Б и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, катионные ПАВ, например, гидрофобизатор ИВВ-1 (ТУ 2482-006-48482528-89), представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускаемый на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».

В качестве смеси ПАВ используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), МЛ-81Б (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), выпускаемые на ЗАО НПФ «Буресинтез-М»; моющий препарат марки МЛ-супер (ТУ 2383-002-51881692-2000), выпускаемый фирмой «Дельта-пром инновации» в г. Самаре, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ и неионогенного маслорастворимого ПАВ, продукт Нефтенол ВВД (ТУ 2483-015-17197708-97), содержащий смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, выпускаемый на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».

В качестве водоудерживающей добавки используют основные соли хлорида алюминия, содержащие от 8 до 21% Al2O3 или реагент Конкрепол-ВЦ (ТУ 9365-001-13802623-2003), содержащий вязкую прозрачную слабоокрашенную полимерную жидкость с вязкостью 3000-5000 мПа×с с водородным показателем pH=5-9 и является малоопасным веществом, т.к относится к 4 классу опасности.

При освоении и эксплуатации скважин преждевременный выход их из строя часто связан с обводнением скважин и некачественным креплением колонн.

Используемые в настоящее время известные способы изоляции притока пластовых вод, крепления призабойной зоны пласта и технологии их применения не позволяют полностью решить проблемы изоляции притока пластовых вод и борьбы с выносом песка. Основными причинами недостаточной эффективности изоляции притока вод является нарушение герметичности заколонного пространства, например, из-за избыточных давлений в затрубном пространстве или из-за частых соляно-кислотных обработок, или других причин. При этом наблюдается коррозионное разрушение цементного камня, что приводит к возникновению заколонных перетоков. Поступление воды увеличивает обводненность продукции. Основное назначение водоизоляционных работ является снижение обводненности продукции, при этом., не допуская снижения дебита нефти, который был до проведения водоизоляционных работ.

Причинами выноса песка являются низкая прочность закрепленной зоны, значительное снижение проницаемости коллектора в зоне крепления, сложность и трудоемкость технологии крепления, недостаточный межремонтный период.

В отличие от способа-прототипа, включающего закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, по заявленному способу дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК.

По прототипу маслорастворимые кремнийорганические вещества предпочтительно закачивают в водонасыщенную зону или перед закачкой на поверхности композицию подвергают гидролизу, добавляя минерализованную пластовую воду с введенной в нее соляной кислотой в качестве катализатора гидролиза.

По заявленному способу гидролиз маслорастворимых кремнийорганических веществ происходит при введении ЩСПК в закачиваемую композицию, так как композиция ЩСПК представляет собой водный раствор натриевых солей органических кислот, которые выступают в качестве катализатора гидролиза.

Если по прототипу образуются хрупкие стеклоподобные композиции, не всегда выдерживающие высокие фильтрационные сопротивления в пласте, то с введением в композиции ЩСПК закачиваемые композиции обладают новым свойством - пластичностью. Закачиваемые композиции увеличивают адгезию на границе металл-цементный камень и металл-полимерцементный камень.

Например, при использовании композиций по заявленному способу для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, подвергнутых коррозионному разрушению, после закачки основной композиции происходит увеличение прочности цементного камня за счет эффекта полимерного «микрозалечивания» пор цементного камня, что предотвращает возникновение заколонных перетоков.

После закачки гидрофобных композиций для изоляции пластовых вод увеличивается гидрофобизация породы, композиции хорошо удерживаются в пласте за счет увеличения адгезии к породе пласта, а за счет увеличения пластичности и прочности закаченных отвержденных композиций надежно изолируют приток пластовых вод.

Для обеспечения более широкого диапазона применения заявленного способа предложена технология, обеспечивающая еще более высокую изолирующую способность в высокообводненном или трещиноватом пласте, с помощью которой выдерживаются более высокие фильтрационные сопротивления, а также высокие межколонные давления, и давления межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Сущность предлагаемой технологии заключается в последовательной дополнительной закачке перед основной композицией или попеременно с ней оторочки, содержащей в мас. %: полимер: полиакриламид, полиакрилат, полиметакриловую кислоту, поливинилацетат, сополимер винилацетата и винилового спирта, а также биополимеры на основе маннозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенная целлюлоза: карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилированная, метил- и гидроэтил целлюлоза - 0,2-5,0 и бентонитовую глину, глинопорошок или каолин - 3-6 без сшивателя или со сшивателем: соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы, отходы хромовых квасцов, алюмокалиевые квасцы - 0,01-0,1 и воду - остальное, в количестве 10-20 мас. % от массы закачиваемой основной композиции, при закачке разделяя их разделителем е виде легкой нефти или пресной воды в количестве 10-15 мас. % от массы закачиваемой композиции.

При необходимости закачивают оторочку и основную композицию попеременно до 2-3 раз, заканчивая закачку основной композицией.

После закачки оторочки в тандеме с основной композицией увеличивается надежность водоизоляции, так как последовательно закаченные вышеуказанные композиции образуют прочный пластичный тампонажный экран для создания мощных градиентов сдвига, превышающих градиент сдвига, реализуемый при работе насосного оборудования.

В результате закачки композиций по заявленному способу выдерживаются более высокие межколонные давления, возникающие при образовании заколонных перетоков, которые приводят к обводнению скважин, или других причин, приведших к увеличению обводненности продукции, а также обеспечивают пескоудержание за счет увеличения прочности закрепленной зоны.

В зоны с высокой обводненностью продукции или в нагнетательные скважины с большой приемистостью дополнительно закачивают перед основной композицией или попеременно с ней глинополимерсодержащую оторочку.

Глиносодержащие полимерные растворы в пласте образуют вязкие системы в широком диапазоне вязкостей, в том числе высоковязкие, которые после закачки создают прочный термостойкий экран в местах прорыва воды.

Глина или глинопорошок представляют собой тонкодисперсные порошки различной консистенции, а в химическом отношении содержат водные алюмосиликаты: (OH)4Si8Al4O20·Н2О.

Кристаллическая решетка глины имеет многослойный характер. При перешивании глины с водой вода адсорбируется в виде мономолекулярных слоев на поверхности кристаллов как наружных, так и межслоевых с последующем набуханием всей кристаллической решетки. Вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего увеличивается расстояние между слоями, что приводит к «распусканию» глины, т.е. значительному увеличению вязкости полимерных глиносодержащих растворов. В пластовых условиях глинистые частицы связываются за счет адсорбционной связи полимерными мостиками со стенками пор (скелетом породы). Это обеспечивает стойкость глинополимерсодержащих систем к размыву под напором пластовых вод. В пластовых условиях образуются закупоривающие массы за счет агрегации дисперсных частиц глины полимерами.

Закачивание глинополимерсодержащей оторочки приводит к снижению фазовой проницаемости воды, гидрофобизации породы и увеличению подвижности нефти. В результате в добывающих скважинах происходит ограничение водопритока из обводненной части пласта и интенсификация притока нефти из нефтенасыщенной части.

В прототипе для увеличения гидрофобизации поверхности породы используют только гидрофобный диоксид кремния, а в заявляемом составе используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсныэ гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил перлит, а также кремнеземы марки полисил.

За счет увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиций происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов. Поэтому заявленный способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважину, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.

По прототипу в результате отверждения кремнийсодержащих веществ, содержащихся в закаченной композиции, и изменения смачиваемости породы пласта, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы создаются повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде. Однако в результате образования хрупких стеклоподобных композиций, фильтрационных сопротивлений, созданных ими в пористой среде в результате отверждения кремнийсодержащих веществ, оказывается часто недостаточными для полной водоизоляции промытых водой высокопроницаемых зон, а также для обеспечения перераспределения фильтрационных потоков для подключения к разработке низкопроницаемых застойных и слабодренируемых зон пласта.

По заявленному способу образуются пластичные и более прочные композиции, которые после отверждения выдерживают более высокие фильтрационные сопротивления в пористой среде, водоизолируя промытые водой высокопроницаемые зоны и обеспечивает еще более высокие реологические показатели закачки по сравнению с композициями по прототипу.

Для увеличения нефтевытесняющей способности в закачиваемые композиции дополнительно вводят одно из вышеперечисленных ПАВ или смесь ПАВ в основную закачиваемую композицию или в композицию оторочки.

Закачиваемые композиции, содержащие ПАВ или смесь ПАВ, снижают межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция, поэтому облегчают закачку композиций, увеличивают моющую их способность и в результате чего увеличивается нефтевытесняющая способность композиций заявляемого способа.

Исследования показали, что композиции по заявляемому способу, содержащие ПАВ или смеси ПАВ, успешно блокируют водные каналы высокопроницаемых пропластков с минимальным снижением нефтепроницаемости.

Основная композиция может дополнительно содержать в качестве водоудерживающей добавки основные соли хлорида алюминия или реагент Конкрелол-ВЦ.

По заявленному способу закачиваемые композиции готовят так.

В кремнийсодержащее вещество: кремнийорганическое вещество или кремнийнеорганическое вещество в количестве 44,9-77,0 мас. % добавляют при перемешивании высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-3,0 мас. %, затем при перемешивании добавляют ЩСПК в количестве 20,0-55,0 мас. %.

При необходимости закачивают дополнительно водную глинополимерсодержащую оторочку перед основной композицией или попеременно с ней до 2-3 раз, заканчивая основной композицией, при закачке разделяя их разделителем в виде легкой нефти или пресной воды.

Для приготовления водной глинополимерсодержащей оторочки дозируют при перемешивании в пресную воду 3-6 мас. % бентонитовой глины, глинопорошка или каолина, и выдерживают суспензию глины при перемешивании в течение не менее 3-5 час для распускания глины. Затем в суспензию глины при перемешивании дозируют 0,2-5,0 мас. % полимера: полиакриламида, полиакрилата, полиметакриловой кислоты, поливинилацетата, сополимера винилацетата и винилового спирта, а также биополимера на основе маннозы и глюкозы, смеси производных полисахаридов, замещенной целлюлозы: карбоксиметилцеллюлозы, оксиэтилированной, метил- и гидроэтилцеллюлозы и перемешивают до однородной суспензии. Полимерная суспензия может содержать сшиватель в количестве 0,01-0,1 мас. % соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетата, сульфата, хлорида, а также хромокалиевые квасцы, отходы хромовых квасцов, алюмокалиевые квасцы. Приготовленную суспензию полимера закачивают в скважину.

Исследования показали, что оптимальный объем закачиваемой оторочки составляет 10-20 мас. % от объема закачки основной композиции.

Проведенные результаты исследования эффективности закачки композиций по заявленному способу и композиций по прототипу приведены в табл. 1-3 и 1А.

Пример 1. По заявленному способу приготавливают композиции (см. табл. 1) при содержании компонентов в мас. %: в 44,8-77,0 кремнийорганического вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 0,1-3,0 высокодисперсного гидрофобного материала, затем при перемешивании добавляют 20,0-55,0 ЩСПК.

При необходимости дополнительно (см. табл. 1А) готовят в отдельной емкости: отсрочку, которая содержит глинополимерсодержащий раствор: в пресную воду дозируют при перемешивании в мас. %: 3-6 бентонитовой глины, глинопорошка или каолина, и выдерживают суспензию для распускания глины не менее 3-5 час, затем при перемешивании дозируют 0,2-5,0 полимера: полиакриламида, полиакрилата, полиметакриловой кислоты, поливинилацетата, сополимера винилацетата и винилового спирта, поливинилового спирта, а также биополимеры на основе маниозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенная целлюлоза: карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилированная, метил- и гидроэтилцеллюлоза и при необходимости дозируют 0,01-0,10 сшивателя: соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы, отходы хромовых квасцов, алюмокалиевые квасцы (см. табл. 1А с. 14, 16 и 21) Приготовленную композицию закачивают в скважину, при закачке разделяя оторочку разделителем в виде легкой нефти или пресной воды в количестве 0,15 объема пор. Оптимальный объем закачиваемой оторочки составляет 10-20 мас. % от массы закачиваемой основной композиции.

Оторочку по заявленному способу закачивают перед основной композицией или попеременно с ней до 2-3 раз, заканчивая закачкой основной композицией. Так, например, в синтезах 14,15 или 18 оторочку закачивают перед основной композицией, а в синтезах 16 и 17 закачивают попеременно с основной композицией 2 раза, заканчивая закачку основной композицией. Оторочку закачивают перед основной композицией в синтезах 20 и 21, а в синтезах 24 и 25 попеременно с ней 3 раза и 1 раз соответственно.

По заявленному способу в композиции синтезов 22 и 23 дополнительно добавляют кислоту или смесь кислот, например, синтез 22 содержит минерал: полевой шпат в количестве 63,5 мас. % и 0,3 мас. % соляной кислоты, а синтез 23 содержит минерал: кварц молотый в количестве 70,0 мас. % и 1,0 мас. % смеси соляной и фтористо-водородной кислот в объемном соотношении 1:1 соответственно.

Композиции по заявленному способу содержат водоудерживающую добавку в количестве 0,5-3,0 мас. %, например, с. 5, 9 и 21 содержат основные соли хлорида алюминия, а с. 11 и 24 содержит реагент марки Конкрепол-ВЦ.

По заявленному способу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора.

Приготовленные для фильтрации колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области и имеющей пористость 22-25%. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, которая составила 9,6-13,5 мкм21). Затем через колонку прокачивают два объема пор заявленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80°C в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Понижение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: К12·100%,

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 1 и 1А.

Пример 2. В композиции по прототипу при содержании компонентов в мас. %: в 98,0-99,8 маслорастворимого или водорастворимого кремнийорганического вещества, водорастворимого или коллоидного силиката, при перемешивании небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 0,1-2,0 высокодисперсного гидрофобного материала.

На фильтрационной установке через водонасыщенный керн фильтруют два объема пор композиции по прототипу с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1). После этого колонку выдерживают в термостате при 80°C в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Понижение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/K2·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.

Пример 3. По заявленному способу приготавливают композиции (см. табл. 2) при содержании компонентов в мас. %: в 44,9-77,0 кремнийорганического вещества или кремнийнеорганического вещества, небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 0,1-3,0 высокодисперсного гидрофобного материала, затем при перемешивании добавляют 20,0-55,0 ЩСПК.

При необходимости дополнительно (см. табл. 1А) готовят в отдельной емкости оторочку (приготовление оторочки описано в примере 1).

Оторочку закачивают перед основной композицией или попеременно с ней до 2-3 раз, заканчивая закачкой основной композиции. Так, например, в синтезах 14,15 или 18 оторочку закачивают перед основной композицией, а в синтезах 16 и 17 закачивают попеременно с основной композицией 2 раза, заканчивая закачку основной композицией. Оторочку закачивают перед основной композицией в синтезах 20 и 21, а в синтезах 24 и 25 попеременно с ней 3 раза и 1 раз соответственно.

По заявленному способу в композиции синтезов 22 и 23 дополнительно добавляют кислоту или смесь кислот, например, синтез 22 содержит минерал: полевой шпат в количестве 63,5 мас. % и 0,3 мас. % соляной кислоты, а синтез 23 содержит минерал: кварц молотый в количестве 70,0 мас. % и 1,0 мас. % смеси соляной и фтористо-водородной кислот в объемном соотношении 1:1 соответственно.

В композиции по заявленному способу добавляют ПАВ или смесь ПАВ, так, в синтезы 7, 9, и 11 добавляют ПАВ в основную композицию, например, с. 7 содержит 0,2 мас. % ПАВ марки Неонол-12, с. 9-1,0 мас. % ПАВ марки Алкилбензолсульфонат, а с. 11-1,5 мас. % смеси ПАВ марки МЛ-81Б.

В композиции оторочки в с. 15 и 17 добавляют смесь ПАВ, например, с. 15 содержит 2,0 мас. % марки Нефтенол ВВД, ас. 17-3 мас. % марки МЛ-80 БС.

В композиции оторочки в с. 20 и 25 добавляют ПАВ или смесь ПАВ, например, 1,0 мас. % марки Сульфонол и 0,5 мас.% марки ИВВ-1 соответственно, а с. 23 содержит - 5 мас. % смеси ПАВ марки МЛ-супер.

Композиции по заявленному способу содержат в количестве 0,5-3,0 мас. %, водоудерживающую добавку, например, с. 5, 9 и 21 содержат основные соли хлорида алюминия, а с. 11 и 24 содержит реагент марки Конкрепол-ВЦ (табл. 1А).

По заявленному способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.

Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде. После этого колонку насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36% и 5,3-10,84 мкм2 1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 811 кг/м3 и динамической вязкостью 8,2 *мПа-с при 20°C. Через колонку прокачивают два поровых объема приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80°C в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 2 и табл. 1А.

Пример 4. В композиции по прототипу при содержании компонентов в мас. %: в 98,0-99,9 по крайней мере, одно из: маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества, водорастворимые или коллоидные силикаты, при перемешивании небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 0,1-2,0, один из: высокодисперсные гидрофобные материалы.

Приготовленные композиции по прототипу фильтруют на фильтрационной установке через насыщенный нефтью керн (см. пример 3) с целью определения повышения проницаемости коллектора, прокачивая два поровых объема композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80°C в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К21·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 2.

Пример 5. По заявленному способу приготавливают композиции (см. табл. 3) при содержании компонентов в мас. %: в 44,9-77,0 кремнийорганического вещества или кремнийнеорганического вещества, небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 0,1-3,0 высокодисперсного гидрофобного материала, затем при перемешивании добавляют 20,0-55,0 ЩСПК.

При необходимости дополнительно (см. табл. 1А) готовят в отдельной емкости оторочку (приготовление оторочки см. в примере 1).

Оторочку по заявленному способу закачивают перед основной композицией или попеременно с ней до 2-3 раз, заканчивая закачкой основной композицией. Так, например, в синтезах 14,15 или 18 оторочку закачивают перед основной композицией, а в синтезах 16 и 17 закачивают попеременно с основной композицией 2 раза, заканчивая закачку основной композицией. Оторочку закачивают перед основной композицией в синтезах 20 и 21, а в синтезах 24 и 25 попеременно с ней 3 раза и 1 раз соответственно.

В композиции по заявленному способу добавляют ПАВ или смесь ПАВ: в синтезы 7, 9, и 11 добавляют ПАВ в основную композицию, например, с. 7 содержит 0,2 мас. % ПАВ марки Неонол-12, с. 9 - 1,0 мас. % ПАВ марки Алкилбензолсульфонат, а с. 11 - 1,5 мас. % смеси ПАВ марки МЛ-81Б.

В композиции оторочки в с. 15 и 17 добавляют смеси ПАВ, например, с. 15 содержит 2,0 мас. % смеси ПАВ марки Нефтенол ВВД, а с. 17 - 3 мас. % смеси ПАВ марки МЛ-80 ВС.

В композиции оторочки в с. 20 и 25 добавляют ПАВ: 1,0 мас. % ПАВ марки Сульфонол и 0,5 мас% ПАВ марки ИВВ-1 соответственно, а с. 23 содержит - 5 мас. % смеси ПАВ марки МЛ-супер.

По заявленному способу в композиции синтезов 22 и 23 дополнительно добавляют кислоту или смесь их, например, синтез 22 содержит минерал: полевой шпат в количестве 63,5 мас. % и 0,3 мас. % соляной кислоты, а синтез 23 содержит минерал: кварц молотый в количестве 70,0 мас. % и 1,0 мас. % смеси соляной и фтористо-водородной кислот в объемном соотношении 1:1 соответственно.

Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.

Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде.

После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 65,2-76,3%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 811 кг/м-3 и динамической вязкостью 8,2 мПа×с при 20°C. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. После этого через модель фильтруют два объема пор приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80°C в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности композиций представлены в табл. 3.

1. Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, отличающийся тем, что дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Кремнийорганические маслорастворимые и
водорастворимые вещества
или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0
Высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0
Щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие маслорастворимые кремнийорганические вещества - замещенные и полные эфиры ортокремниевой кислоты, органохлорсиланы, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, тетраэтоксисилан с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, смесь титаноэтоксихлорсилоксанов и водорастворимые кремнийорганические вещества: водные растворы метилсиликоната натрия или смеси этоксисилоксанов.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты, включающие силикаты натрия в виде растворов жидкого стекла, полисиликаты с силикатным модулем 2,1-6,5, метасиликаты, коллоидные силикаты, а также добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2).

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед основной композицией или попеременно с ней закачивают дополнительно водную глинополимерсодержащую оторочку, содержащую в мас. %: полимер: полиакриламид, полиакрилат, полиметакриловую кислоту, поливинилацетат, сополимер винилацетата и винилового спирта, поливиниловый спирт, а также биополимеры на основе маннозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенная целлюлоза: карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилированная, метил- и гидроэтилцеллюлоза - 0,2-5,0 и бентонитовую глину, глинопорошок или каолин - 3-6 без сшивателя или со сшивателем: соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы, отходы хромовых квасцов, алюмокалиевые квасцы - 0,01-0,1 и воду - остальное, в количестве 10-20 мас. % от массы закачиваемой основной композиции, при закачке разделяя их разделителем в виде легкой нефти или пресной воды в количестве 10-15 мас. % от массы закачиваемой композиции.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что композиции дополнительно содержат соляную или фтористо-водородную кислоту, или смесь соляной с фтористо-водородной, или смесь соляной с серной, или смесь соляной с азотной кислотами в объемном соотношении 1:1 в количестве 0,3-1,0 мас. %.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве нефтевытесняющего компонента закачивают поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ в количестве 0,2-5,0 мас. %.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что композиции дополнительно содержат в качестве водоудерживающей добавки основную соль хлорида алюминия или реагент марки Конкрепол-ВЦ в количестве 0,5- 3,0 мас. %.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C).

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами. Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям, характеризующаяся тем, что приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: полигликоль 27,3, изопропиловый спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, медный или медно-кальциевый стеарат 3, триэтаноламин 4,5-5, метиловый эфир жирных кислот 1-1,5, диэтаноламид кокосового масла 1, оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5, нейтрализующий агент 0,5-2. 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины. Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта включает закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом. Дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК. При этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас.: кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0; высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0; щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0. Техническим результатом является увеличение изоляции притока вод и крепления призабойной зоны, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, обладающих пластичными свойствами в отличие от прототипа, необходимыми для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 пр.

Наверх