Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине



Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Владельцы патента RU 2580534:

Общество с ограниченной ответственностью "ТаграС-РемСервис" (RU)
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (АС №933948, МПК E21B 33/138, опубл. 07.06.1982 г., бюл. №21), включающий закачку вязкоупругого тампонирующего раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%:

2%-ный раствор полиакриламида 49,3-97,3
технический формалин 1,2-2,7
5%-ный раствор КМЦ-600 1,5-49,5.

Недостатком указанного способа является то, что в тампонажном растворе используют 2%-ный водный раствор полиакриламида и 5%-ный раствор КМЦ-600, которые имеют высокую вязкость. Такой раствор применим для закачивания только в высокопроницаемые и трещиноватые коллекторы. Длительное время гелеобразования в течение 1-20 сут. приводит к удорожанию ремонтных работ, что также относится к недостаткам известного способа.

Наиболее близким к данному предложению является способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2525079, МПК E21B 33/138, опубл. 10.08.2014 г., бюл. №22), включающий закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из кремнийсодержащего полимера (жидкое стекло) и гелеобразователя. Предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси, затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, об.%:

жидкое стекло 20-50
0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 10-15
регулятор гелеобразования 40-65,

в качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30 LF (полиалюминия хлорид).

Недостатком известного способа является то, что смешение состава происходит в скважине не полностью, поэтому тампонирующая масса будет образовываться только на границе смешения указанных компонентов, а этого недостаточно для надежной герметизации эксплуатационных колонн и долговременного перекрытия трещин в цементном кольце, по которым вода поступает в скважину.

Технической задачей предложения является повышение эффективности способа ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине за счет повышения качества ремонтных работ.

Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим закачивание в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из неорганического кремнийсодержащего полимера и гелеобразователя.

Новым является то, что в водоизоляционной композиции в качестве неорганического кремнийсодержащего полимера используют гидрозоль диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м3, а в качестве гелеобразователя применяют раствор хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м3, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.:

гидрозоль диоксида кремния 200-400
гелеобразователь 100,

при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.:

гидрозоль диоксида кремния 200-400
гелеобразователь 100
пластовая минерализованная вода 100.

Гидрозоль диоксида кремния представляет собой опалесцирующий раствор желтоватого цвета с массовой концентрацией диоксида кремния в пределах 29-31%, силикатным модулем в пределах 4,1-9,4, pH в пределах 9-10,5, кинематической вязкостью не более 10 мм2/с и плотностью в пределах 1196-1220 кг/м3.

Хлорид натрия по ГОСТ Ρ 51574-2000 Соль поваренная пищевая. Технические условия.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Определяют приемистость изолируемого интервала. Непосредственно перед закачиванием в скважину готовится водоизоляционная композиция, состоящая из гидрозоля диоксида кремния и гелеобразователя, и закачивается в скважину.

Водоизоляционная композиция для герметизации нарушений эксплуатационной колонны при удельной приемистости изолируемого интервала 0,1-0,5 м3/(ч·МПа) или ликвидации негерметичности цементного кольца при 0,5-0,8 м3/(ч·МПа) готовится в чистом, пропаренном мернике цементировочного агрегата, куда набирается расчетное количество гидрозоля диоксида кремния. Работой цементировочного агрегата «на себя» создается циркуляция гидрозоля диоксида кремния по схеме насос-мерник-насос, а затем в циркулирующий гидрозоль диоксида кремния постепенно небольшими порциями вводится расчетное количество хлорида натрия, водоизоляционная композиция перемешивается в течение 10-15 мин и закачивается в интервал нарушения. Время образования геля зависит от соотношения компонентов водоизоляционной композиции и составляет от 2 до 6 ч.

Водоизоляционная композиция для ликвидации негерметичности цементного кольца и ограничения водопритока при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) готовится аналогично вышеописанной. Для предотвращения размывания водоизоляционной композиции, получения более плотного геля и водоизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления, в интервал нарушения после закачивания водоизоляционной композиции закачивают буфер из пресной воды в объеме 0,2-0,3 м и 100 об.ч. пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3.

Необходимый объем водоизоляционной композиции в зависимости от удельной приемистости изолируемого интервала установлен из опыта промысловых работ и приведен в таблице 1 (из расчета на одну скважину).

С целью установления оптимального соотношения компонентов водоизолирующего состава для герметизации нарушений эксплуатационной колонны при удельной приемистости изолируемого интервала 0,1-0,5 м3/(ч·МПа), ликвидации негерметичности цементного кольца при 0,5-0,8 м3/(ч·МПа), а также для ограничения водопритока и ликвидации негерметичности цементного кольца при удельной приемистости изолируемого интервала >0,8 м3/(ч·МПа) определяли время гелеобразования состава и его водоизолирующую способность. Водоизолирующую способность предлагаемого способа и наиболее близкого аналога проверяли на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. Модель пласта насыщали пресной водой, после этого закачивали водоизолирующую композицию согласно предлагаемому способу и наиболее близкому аналогу и оставляли на реагирование. Количество закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 12 ч, 24 ч и 6 мес закачивали воду и определяли давление прорыва воды. Усредненные результаты модельных испытаний водоизолирующей способности предлагаемого способа и наиболее близкого аналога представлены в табл. 2.

По результатам модельных испытаний установлена лучшая изолирующая способность водоизоляционной композиции по предлагаемому способу по сравнению с наиболее близким аналогом, что определено по величинам давления прорыва воды в моделях через 12 ч, 24 ч и 6 мес. С учетом времени гелеобразования был выбран оптимальный диапазон соотношения компонентов водоизолирующего состава (№2-5, 7-9), об.ч.:

гидрозоль диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м3 200-400
хлорид натрия плотностью 1012-1030 кг/м3 100.

Для ликвидации негерметичности цементного кольца и ограничения водопритока при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) после закачивания водоизоляционной композиции дополнительно закачивают буфер из пресной воды в объеме 0,2-0,3 м3 и 100 об.ч. пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3. Гелеобразование в этом случае происходит при контакте водоизолирующего состава и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3, а давление прорыва полученного геля уже через 12 ч выше, чем давление прорыва геля, полученного по наиболее близкому аналогу через 24 ч, что свидетельствует о лучшей водоизолирующей способности водоизоляционной композиции по предлагаемому способу и, следовательно, о повышении качества ремонтных работ.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности герметизации нарушений эксплуатационных колонн, негерметичности цементного кольца и ограничения водопритока в малопроницаемых пластах за счет повышения качества ремонтных работ, которое определяется надежностью герметизации и увеличением времени межремонтного периода эксплуатации скважины.

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из неорганического кремнийсодержащего полимера и гелеобразователя, отличающийся тем, что в водоизоляционной композиции в качестве неорганического кремнийсодержащего полимера используют гидрозоль диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м3, а в качестве гелеобразователя применяют раствор хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м3, которые смешивают перед закачкой и закачивают в интервал нарушения при удельной приемистости изолируемого интервала 0,1-0,8 м3/(ч·МПа) при следующих соотношениях компонентов, об.ч.:

гидрозоль диоксида кремния 200-400
гелеобразователь 100,

при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.:
гидрозоль диоксида кремния 200-400
гелеобразователь 100
пластовая минерализованная вода 100.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях.

Изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, содержащем газ и нефть. Указанный способ включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H, представляющих собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта. Разделяют ствол скважины минимум на три интервала и определяют среднее значение температуры в каждом интервале. При полученных средних значениях температуры определяют статическое напряжение сдвига тампонажного раствора. Рассчитывают величину снижения забойного давления, обусловленную зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины по аналитическому выражению. Перед спуском эксплуатационной колонны заполняют ствол скважины в интервале продуктивного пласта жидкостью нижнего гидрозатвора, в качестве которой используют заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Перед заданным составом и после него закачивают разделительную жидкость на основе ксантанового биополимера. Спуск эксплуатационной колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта. В качестве промывочной жидкости используют буровой раствор, который закачивают в турбулентном режиме. В качестве жидкости верхнего гидрозатвора используют другой заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Помещают его над тампонажным раствором до устья скважины. Продавку тампонажного раствора осуществляют в турбулентном режиме до достижения максимально допустимого давления на продуктивный пласт, затем - в субламинарном режиме. Противодавление в период ожидания затвердевания цемента создают с момента равенства забойного давления пластовому до момента начала схватывания тампонажного раствора на забое скважины, повышая устьевое давление в соответствии с аналитическим выражением. Затем противодавление удерживают до конца ожидания затвердевания цемента. Забойное давление определяют как разницу между статическим давлением столба жидкостей, находящихся в кольцевом пространстве на момент окончания продавки, и величиной снижения забойного давления, обусловленной зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины. 1 пр., 3 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-04-10 2016-04-11T10:56:51
Наверх