Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину


 


Владельцы патента RU 2586946:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Известен состав для водоизоляционных работ (патент RU №2466172, МПК С09К 8/50, опубл. 10.11.2012 г., бюл. №31). Состав включает силикат натрия, концентрированную кислоту: ортофосфорную, соляную, серную или уксусную и пресную воду. Дополнительно состав содержит моноэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас. %:

силикат натрия 5,0-12
указанная концентрированная кислота 0,65-1,8
моноэтаноламин 0,17-0,7
вода остальное

Недостатком известного состава является то, что отвердителями силиката натрия являются неорганические кислоты, которые могут вызвать коррозию насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны. Силикатный модуль силиката натрия по ГОСТ 13078-81 находится в пределах 2,3-3,6, а в известном составе взят узкий интервал - 2,9-3,1, что ограничивает его применение.

Известен состав для водоизоляционных работ (патент RU №2270328, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.02.2006 г., бюл. №5). Состав включает модифицированное жидкое стекло с силикатным модулем от 3,5 до 5, воду, этилацетат и поверхностно-активное вещество (ПАВ) неонол АФ 9-12 при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

модифицированное жидкое стекло 100
вода 100
этилацетат 5-10
неонол АФ 9-12 1

Время отверждения состава находится в пределах 1 ч 5 мин - 3 ч 30 мин, что недостаточно для безопасной закачки состава в изолируемый интервал и может привести к аварийной ситуации в случае непредвиденных задержек при проведении водоизоляционных работ.

Технической задачей предложения является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока.

Техническая задача решается тампонажным составом для изоляции водопритоков в скважину, содержащим силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ.

Новым является то, что состав дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100
вода 100
этилацетат 5-10
оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1
моноэтаноламин 0,8-1,2

Силикат натрия представляет собой раствор от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5. Силикатный модуль силиката натрия находится в пределах 3,5-5.

Этилацетат - этиловый эфир уксусной кислоты по ГОСТ 8981-78 представляет собой прозрачную жидкость с плотностью 898-900 кг/м3.

ПАВ представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета и является оксиэтилированным моноалкилфенолом на основе тримеров пропилена с температурой застывания от 13 до 17°С и плотностью 1046±3 кг/м3 при 50°С.

Моноэтаноламин (HOCH2CH2NH2) представляет собой аминоспирт - бесцветную или желтоватого цвета прозрачную жидкость, допускается опалесценция. Массовая доля моноэтаноламина составляет не менее 78%, плотность при 20°С - 1,015-1,050 г/см3. Применяется в качестве легко регенерируемых поглотителей кислых газов, ингибиторов коррозии, полупродуктов в синтезе лекарственных препаратов, в производстве эмульгаторов, моющих средств, косметических препаратов.

Тампонажный состав для изоляции водопритока в скважину готовят следующим образом. В силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 добавляют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, моноэтаноламин и перемешивают. Отдельно готовят раствор оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена в этилацетате. Далее оба раствора перемешивают и закачивают в изолируемый интервал, где с течением времени происходит гелеобразование - осаждение кремниевой кислоты. Моноэтаноламин - аминноспирт, две электронно-донорные группы которого повышают электронную плотность в ядре, что увеличивает его реакционную способность. Электронно-донорные группы аминоспирта экранируют активные центры силиката натрия, т.е. моноэтаноламин блокирует реакционноактивный центр силиката натрия, вследствие чего замедляется процесс образования геля кремниевой кислоты, т.е. достигается запланированный результат - увеличение времени гелеобразования. Этилацетат в составе выполняет функцию инициатора гелеобразования, а оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена способствует равномерному смешиванию органической (этилацетата) и неорганической (силикат натрия) фаз.

В лабораторных условиях провели испытание предлагаемого состава и его наиболее близкого аналога. 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°С. 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 жидкости 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.

Водоизолирующие свойства предлагаемого состава и его наиболее близкого аналога изучались на моделях пласта длиной 7 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. По результатам модельных испытаний рассчитывают коэффициент изоляции, который характеризует степень снижения проницаемости модели.

Из представленных в таблице результатов видно, что коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предложенного состава через 24 ч и 6 мес составил 94,5-100% и 90-95%, тогда как у прототипа коэффициент изоляции водонасыщенной модели через 24 ч и 6 мес составил 88-100% и 72-89% соответственно, что доказывает лучшую изолирующую способность предложенного состава. По времени конечного отверждения оптимальными являются составы №3, 5, 7, имеющие время конечного отверждения от 2 ч до 7 ч 30 мин. Время отверждения состава №9 может быть недостаточным для закачки его в скважину, а состав №1 непригоден для использования в изоляционных работах, так как не отверждается. На основе данных таблицы был выбран оптимальный состав при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100
вода 100
этилацетат 5-10
оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1
моноэтаноламин 0,8-1,2

Пример использования предлагаемого состава. Предлагаемый состав 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) силиката натрия с силикатным модулем 4, добавили 1 об. ч. (0,015 м3) моноэтаноламина и перемешали в течение 10 мин. Во вторую половину мерника набрали 100 об. ч. (1,5 м3) воды плотностью 1000 кг/м и содержимое двух половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин. В чанке цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили раствор оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена в этилацетате, для чего в 6,5 об. ч. (0,98 м3) этилацетата добавили 1 об. ч. (0,015 м3) оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена и перемешали. Содержимое чанка перекачали в мерник агрегата и перемешали в течение 20 мин.

Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм спустили на глубину 1705 м и закачали 3 м3 состава, приготовленного в мернике цементировочного агрегата, буфер из воды плотностью 1000 кг/м в объеме 0,2 м и техническую воду в объеме 5,7 м 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 состав обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока, выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин за счет расширения сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования.

Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100
вода 100
этилацетат 5-10
оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1
моноэтаноламин 0,8-1,2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

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.
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 способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.
Наверх