Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины



Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины
Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины

 


Владельцы патента RU 2587670:

Примаченко Александр Сергеевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод включает закачку гомогенного отверждаемого полимерного состава на основе 50,0-70,0 мас.% карбамидной смолы, 0,1,0-7,0 мас.% хлористого аммония, 0,1-5,0 мас.% нитрита натрия и воды в слабосцементированные участки пласта в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы. Продавливают состав одним поровым объемом гидрофобной жидкости. Осуществляют выдержку на реагирование и отверждение в течение суток. При этом отверждаемый полимерный состав дополнительно содержит 10,0-30,0 мас.% ацетонформальдегидной смолы и 5,0-20,0 мас.% изопропанола. Техническим результатом является расширение области применения полимерного состава и улучшение его технологичности. 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Кроме того, способ может найти применение при изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин, а также для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра.

Известен способ укрепления и герметизации геологических формаций путем закачки в них закрепляющих растворов на основе полиизоцианатов, в котором на первом этапе нагнетают полиизоцианат, реагирующий с водой, находящейся в породе, с образованием полимочевины, на втором этапе нагнетают полиизоцианат и многоатомный спирт (А.с. №1776321, E21D 11/38, 11/00, 20/00, опубл. 15.11.1992).

Недостатком этого способа является его сложность и многостадийность. При этом снижаются фильтрационные характеристики пласта до полной потери продуктивности эксплуатационной скважины.

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку 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, Μ. кл. 6, E21B 43/22, опубл. 10.11.98).

Недостатком способа является использование в качестве отвердителя соляной кислоты, которая взаимодействует с породой и способствует расширению водоносносных каналов, низкие прочностные характеристики образующейся структуры, в результате чего способ имеет ограниченную область применения.

Известен способ снижения пескопроявления в газовых скважинах, включающем закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе (RU 2399751 C1, кл. E21B 43/22, опубл. 20.09.10).

Известен способ крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающий закачку в скважину полиуретанового предполимера с предварительной закачкой изопропилового спирта и последующей закачкой буфера из товарной девонской нефти и продавки водой (RU 2485284 C1, кл. E21B 33/138, опубл. 20.06.13).

Недостатком способов является высокая аварийность работ, связанная с малым временем закачки реагентов и необходимостью обязательного предварительного осушения породы и оборудования большим объемом полярного растворителя.

Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, включающий создание фильтра путем приготовления и закачки полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой и алюминиевой пудры (патент RU 2387806, кл. 7 E21B 33/13, опубл. 27.04.2010).

Недостатком этого способа является низкие фильтрационные характеристики закачиваемого полимерного состава и необходимость применения для отверждения состава большого объема раствора соляной кислоты, что способствует гидрофилизации поверхности пористого пространства и появлению дополнительных каналов обводнения.

Наиболее близким аналогом для предлагаемого способа является способ крепления призабойной зоны пласта, включающий создание фильтра путем закачки отверждаемого полимерного состава в призабойную зону, в качестве отверждаемого полимерного состава используют водный раствор карбамидной смолы, хлористого аммония и нитрита натрия в следующем соотношении, мас.%:

Карбамидная смола 80,0
Хлористый аммоний 1,0-3,0
Нитрит натрия 1,0-3,0
Вода Остальное

который закачивают в призабойную зону скважины в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливают одним поровым объемом гидрофобной жидкости и производят выдержку на реагирование и отверждение в течение суток (RU 235276462, кл. Е21В 33/138, 10.12.2008).

Недостатком вышеуказанного способа является недостаточно широкая область применения, ограниченная температурой застывания полимерного состава при низких и отрицательных температурах и сокращенные сроки схватывания его раствора при температуре выше 70°С.

Техническая задача изобретения - повышение качества ремонтно-изоляционных работ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, расширение области применения полимерного состава на основе синтетических смол за счет увеличения сроков схватывания до приемлемых для проведения ремонтно-восстановительных работ при температурах до +130°С, улучшение технологичности полимерного состава для работ в области низких температур при условии максимального сохранения продуктивности скважин.

Поставленную задачу решает предлагаемый способ, включающий закачку гомогенного отверждаемого полимерного состава на основе карбамидной смолы, хлористого аммония, нитрита натрия и воды в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливание его одним поровым объемом гидрофобной жидкости, выдержку на реагирование и отверждение в течение суток, отличающийся тем, что отверждаемый полимерный состав дополнительно содержит ацетонформальдегидную смолу и изопропанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидная смола 50,0-70,0
Хлористый аммоний 0,1-7,0
Нитрит натрия 0,1-5,0
Ацетонформальдегидная смола 10,0-30,0
Изопропанол 5,0-20,0
Вода Остальное

В качестве проталкивающей гидрофобной жидкости может быть использован любой доступный углеводородный раствор: дизельное топливо, товарная нефть, бензин, газовый конденсат и т.п.

Сущность способа заключается в том, что при взаимодействии смеси смол и солей полимерный состав отверждается в полном объеме, образуя прочный камень. Введение в полимерный состав ацетоноформальдегидной (АЦФ) смолы обеспечивает отсутствие усадки камня, улучшает его адгезионные свойства по отношению к старому цементному камню, металлу НКТ и повышает его прочность. Это позволяет расширить область применимости состава и дополнительно рекомендовать его для ремонтных работ при изоляции притока пластовых вод, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создании заколонного фильтра. Наличие в составе смеси изопропанола и АЦФ смолы обеспечивает понижение температуры застывания состава и увеличивает сроки хранения смеси, что улучшает его технологичность, упрощает работу с ним в любое время года. Кроме того, улучшаются реологические свойства полимерного состава, понижается вязкость, что повышает его фильтрационные характеристики. Карбамидные смолы имеют в своем составе свободный формальдегид, замещенные метилольные производные мочевины, полиоксиметиленгликоль и метанол. В растворах карбамидных смол рН 7-8 и все вышеуказанные компоненты находятся в равновесии. При смещении равновесия среды в диапазон рН менее 7, т.е. при добавлении кислых солей-отвердителей, образуются водородные связи, вызывающие ассоциацию молекул, рост молекулярной массы и нарастание вязкости. При рН менее 7 инициируются реакции конденсации и присоединения, которые приводят к твердению смол. Скорость твердения зависит от стехиометрического соотношения компонентов, температуры и величины pH. По заявляемому способу при добавлении АЦФ смолы и изопропанола в смеси изначально происходит увеличение pH более 8. Это замедляет процесс нарастания вязкости смеси смол при хранении и ингибирует процесс полимеризации при высоких температурах.

Приготовление полимерного состава по пункту 1 заключается в смешении синтетических смол и изопропанола с водным раствором предварительно растворенных регуляторов схватывания: хлористый аммоний и нитрит натрия, в заводских условиях или непосредственно на устье скважины в соответствии с техническим заданием. Рецептура состава, а именно количественное соотношение его компонентов, отрабатывается в лаборатории индивидуально и адаптировано к условиям конкретной скважины в соответствии с поставленной задачей. В технологиях крепления призабойной зоны количество газообразующих агентов должно быть максимальным, что обуславливается необходимостью образования пористой структуры. В случае работ по ликвидации негерметичности и изоляции притока пластовых вод максимальным должно быть содержание АЦФ смолы, чтобы обеспечить прочное сцепление смол с герметизируемой поверхностью. Постоянный лабораторный контроль компонентного состава необходим вследствие непостоянного качества смол.

Для приготовления полимерного состава по заявляемому способу применяют следующие реагенты: карбамидная смола марок КФК-МТ-20 (ТУ-2223-006-00206492-97) Шекснинского комбината, марок КФЖ (ГОСТ 14231) и КФ-МТ (ТУ 6-00-5763450-112-90), выпускаемых ОАО «Химпром» г. Волгоград, и другие, хлористый аммоний (ГОСТ 2210-73), нитрит натрия (ГОСТ 19906-74), ацетоноформальдегидная (АЦФ) смола ТУ 2228-006-48090685-2002), изопропиловый спирт (технический) (ГОСТ 9805-84).

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены эксперименты по оценке времени отверждения и температуры застывания.

Время отверждения полимерного состава определялось периодом времени от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности рабочего раствора при различных температурах. Фиксируемый параметр - начало схватывания (потеря текучести) образца - оценивался визуально. Для безаварийной работы при ремонте нефтяных и газовых скважин начало схватывания состава при пластовой температуре должно быть не менее 3 часов.

Температура застывания оценивалась по изменению текучести образца при отрицательных температурах. В ходе лабораторных исследований использовалось следующее оборудование: термостат (криостат) LIOP LT-912 и комплект приспособлений для метода Б ГОСТ 20287. Измерения проводились в интервале температур от минус 25°C до плюс 130°C.

По описанному способу были изготовлены 12 составов с различным соотношением компонентов.

В таблице 1 приведены результаты лабораторных испытаний заявляемого материала в сравнении с прототипом.

Как видно из таблицы 1, полимерный состав по заявляемому способу имеет приемлемые сроки схватывания (более 3 часов) при высоких температурах и более низкие значения температуры застывания (до минус 19°C) в сравнении с прототипом. Использование предлагаемого способа обеспечит повышение эффективности РИР за счет возможности регулирования сроков отверждения полимерного состава в температурном диапазоне до плюс 130°C. Понижение температуры застывания оптимизирует технологичность способа, делает возможным его реализацию в любое время года.

Для подтверждения эффективности использования предлагаемого способа в технологиях крепления призабойной зоны скважин были проведены испытания по скреплению породы на насыпной модели пласта. Моделью пласта служил металлический кернодержатель диаметром 30 мм и длиной 100 мм, заполненный кварцевым песком и карбонатом. Содержание карбоната - 10 мас.%. В качестве гидрофобной проталкивающей жидкости применили дизельное топливо. Вид и марка гидрофобной жидкости выбираются из наиболее доступных.

На первом этапе керн насыщали водой, после чего замеряли его проницаемость, закачивали 0,5 порового объема полимерного состава, один поровый объем дизельного топлива, выдерживали 24 часа на реагирование и отверждение состава, после чего снова замеряли проницаемость керна и песковынос при избыточном давлении, равном 10 МПа, создаваемом насосом высокого давления. Результаты измерений проницаемости и песковыноса представлены в таблице 2. Как видно из таблицы 2, в результате реализации предлагаемого способа происходит скрепление песка при незначительном снижении проницаемости (30-35%).

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого способа в технологиях изоляции пластовых вод в лабораторных условиях были проведены эксперименты по оценке фильтруемости закачиваемого состава и прочности образующегося полимерного материала. В качестве гидрофобной жидкости применяли товарную нефть Ульяновского месторождения. Фильтруемость состава оценивали по уровню гидродинамических сопротивлений, создаваемых при фильтрации состава в насыпной модели пласта на входе и промежуточной точке и прочности образованного полимерного камня. Результаты представлены в таблице 3. Анализ результатов таблицы 3 демонстрирует эффективность заявляемого способа в технологиях изоляции пластовых вод и ликвидации негерметичности колонны.

В технологиях крепления призабойной зоны пласта и ликвидации песковыноса содержание газообразователя в полимерном составе должно быть максимальным с целью создания пористого полимерного камня и сохранения проницаемости породы. При необходимости реализации заявляемого способа с целью изоляции вод содержание газообразователя должно быть минимальным.

Выход за нижний предел содержания компонентов предлагаемого материала приводит к быстрому нарастанию вязкости рабочего раствора при низких температурах и сокращению сроков схватывания при температурах выше 70°С.

Выход за верхний предел содержания компонентов приводит к снижению прочности формирующегося полимерного камня и увеличению и увеличению сроков схватывания в области средних температур.

Преимуществами заявляемого способа является то, что при пониженной вязкости и улучшенных фильтрационных характеристиках раствор полимерного состава имеет приемлемые для ремонтных работ сроки схватывания, которые можно варьировать в температурном диапазоне до плюс 130°С, и пониженную температуру застывания, что значительно расширяет область его применения, повышает его технологичность при ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод, включающий закачку гомогенного отверждаемого полимерного состава на основе карбамидной смолы, хлористого аммония, нитрита натрия и воды в слабосцементированные участки пласта в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливание его одним поровым объемом гидрофобной жидкости, выдержку на реагирование и отверждение в течение суток, отличающийся тем, что отверждаемый полимерный состав дополнительно содержит ацетонформальдегидную смолу и изопропанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидная смола 50,0-70,0
Хлористый аммоний 0,1-7,0
Нитрит натрия 0,1-5,0
Ацетонформальдегидная смола 10,0-30,0
Изопропанол 5,0-20,0
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

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.

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 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).

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Облегченный тампонажный состав для цементирования верхних надпродуктивных интервалов скважины включает тампонажный портландцемент, облегчающую добавку в виде пеностекла, понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем пеностекло выбрано с фракционным составом 0,4-1 мм, водопоглощением по объему 2-10% и насыпной плотностью гранул 400±50 кг/м3, в качестве понизителя водоотдачи состав содержит поливинилацетат марки ВР-08, а в качестве пеногасителя - низковязкую силиконовую пеногасящую эмульсию марки Пента 463, при следующем соотношении компонентов, мас. %: тампонажный портландцемент - 100, и сверх 100% пеностекло - 17-23, понизитель водоотдачи - 0,3-0,6, пеногаситель - 0,04-0,06. Технический результат - расширение технологических возможностей применения тампонажного состава за счет изменения диапазона плотностей при сохранении высокой прочности цементного камня и высокой адгезионной прочности. 1 пр., 1 табл.
Наверх