Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных (РВР) работ. Блокирующий состав содержит 0,6-1,0 мас.% водорастворимого анионного высокомолекулярного полиакриламида (ПАА), 7,0-7,4 мас.% хризотила в качестве наполнителя и воду. Техническим результатом является повышение закупоривающих свойств состава за счет увеличения его прочности и вязкоупругих свойств. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных (РВР) работ.

Наиболее простым способом для ликвидации зон поглощения является применение наполнителей. Наполнители разделяют на волокнистые, пластинчатые (хлопьевидные) и зернистые (гранулированные). Они применяются как индивидуально, так и в различных комбинациях. В качестве наполнителей используют древесную муку, опилки, глину, слюду, целлофан, резину, текстильные волокна, шелуху орехов и т.п. Наполнители вводят, в основном, в структурированные жидкости, где легко обеспечивается равномерное распределение частиц в массе раствора. Поэтому закупорка трещин частицами наполнителя сопровождается образованием фильтрационной корки с последующим накоплением дисперсной фазы. Эффективность закупоривания определяется размером частиц и их формой, фракционным составом наполнителя, его концентрацией и видом исходного материала.

Известна тампонажная смесь для изоляции зон поглощения, включающая полимер, наполнитель и воду, где в качестве полимера используется полиоксиэтилен, а в качестве наполнителя - глинопорошок (SU 1051228, опубл. 30.10.83 г.).

Известен также состав для изоляции зон поглощений, содержащий, мас. %: глина 42,0-42,6; хризотил-асбест 0,8-1,1; электролит 19,0-20,3; вода - остальное (SU 1564324, опубл. 15.05.90 г.).

Известные составы являются недостаточно эффективными, так как обладает низкими закупоривающими свойствами из-за малой густоты и, как следствие, легкой размываемостью пластовыми водами.

Известен тампонажный состав для изоляции зон поглощения, содержащий полимерное вяжущее, воду, щелочной реагент и наполнители - глину, полые стекломикросферы и набухающий полимер (RU 2328514, опубл. 10.07.2008 г.).

Недостатком технического решения является многокомпонентность состава и сложность приготовления его в промысловых условиях.

Ближайшим техническим решением, выбранным за прототип, является состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий полимерное вяжущее, наполнители и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: полиакриламид марки Праестол 2540 - 0,10-0,20, глинопорошок - 100, древесная мука - 2,0-4,0, вода - 200-400 (RU 2483093, опубл. 27.05.2013 г.).

Недостатком указанного состава является многостадийность процесса приговления растворов перед закачкой в скважину, а также необходимость докрепления цементными растворами, что сопряжено с опасностью возникновения аварийных ситуаций.

Задачей заявляемого изобретения является создание блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, нивелирующего недостатки прототипа.

Поставленная задача и указанный технический результат достигаются предлагаемым блокирующим составом для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающим полимерное вяжущее, наполнитель и воду, где в качестве полимерного вяжущего используют водорастворимый анионный высокомолекулярный полиакриламид (ПАА), а в качестве наполнителя - хризотил, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ПАА - 0,6-1,0;
Хризотил - 7,0-7,4;
Вода - остальное.

Хризотил - волокнистый минерал класса силикатов, группы серпентина, имеющий состав близкий к Mg3Si2O5(OH)4, щелочестоек, не растворим в воде, растворим в кислотах, выпускается по ГОСТ 12871-2013. Обладает способностью распадаться в водной среде на тончайшие эластичные волокна, обладающие высокой прочностью, высокой адсорбирующей активностью и способностью к образованию устойчивых композиций с различными вяжущими материалами. Высокая поверхностная энергия и развитая поверхность придают волокну хорошие адгезионные свойства к большинству материалов. Кроме того хризотил обладает высокой термостойкостью, химически инертен, устойчив к пластовым флюидам, не является абразивным материалом.

В качестве водорастворимого анионного высокомолекулярного полиакриламида может быть использован, например, полимер марки FP-307, производитель «SNF FlocculantCo» или аналоги.

Приготовление сухой смеси состава осуществляют в заводских условиях и поставляют в виде готового продукта под фирменным названием «ФибрИМ». При затворении сухой смеси состава водой, полимерные частицы мгновенно адсорбируются на «распушенные» волокна наполнителя и, частично растворяясь, образуют седиментационно устойчивую, упруго-вязкую массу, которая обладает хорошей прокачиваемостью за счет скользящей полимерной поверхности.

После доставки состава в зону изоляции происходит медленное дорастворение полимера пластовыми водами, оттеснение его вглубь и уплотнение волокнистого «тампона», что обеспечивает надежную изоляцию. Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно, создание нетвердеющего упруго-вязко-пластичного тампонажного состава, обладающего повышенной тампонирующей способностью и кольматирующим действием, и обеспечить быстроту и легкость приготовления и применения состава на промысле.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии предложения критерию «изобретательский уровень».

Приготовление заявляемого состава в лабораторных условиях.

Сухие компоненты состава (полиакриламид и хризотил) тщательно смешивали между собой, засыпали в воду, перемешивали 5-10 минут и подвергали дальнейшим испытаниям. По описанному способу были приготовлены все заявляемые составы, представленные в таблице 1.

Состав по прототипу готовили по схеме, описанной в патенте.

Эффективность предлагаемого состава и состава по прототипу оценивали в лаборатории на седиментационную устойчивость, прокачиваемость и кольматирующую способность.

Седиментационно устойчивыми считали те составы, которые не расслаивались в течение 4 часов с момента приготовления.

Кольматирующую способность определяли на линейных насыпных моделях пласта уровнем снижения проницаемости пористой среды после кольматации закачиваемыми составами. Прокачиваемыми считали составы, которые прокачивались по металлическим трубкам фильтрационной установки до пористой среды без повышения давления.

Пористой средой с регулируемой проницаемостью являлся фракционированный кварцевый песок с добавлением дробленого карбоната, который набивался в металлический кернодержатель диаметром 26 мм и длиной 200 мм. Проницаемость варьировалась от 24,3 до 75,7 мкм2.

Эксперименты проводили общепринятым методом. Модель пласта вакуумировали, насыщали водой и определяли исходную проницаемость по воде. После этого прокачивали один поровый объем состава и снова определяли проницаемость по воде. Все эксперименты проводили при постоянном перепаде давления между торцами модели пласта.

Снижение проницаемости (коэффициент изоляции) рассчитывали по формуле:

12)/К1⋅100,%;

где К1 - первоначальная проницаемость по воде, мкм2;

К2 - проницаемость по воде после прокачки состава, мкм2.

Результаты проведенных испытаний представлены в таблице 1.

Степень снижения проницаемости пористой среды характеризует эффективность предлагаемого способа и, как показали результаты испытаний, позволяет более успешно воздействовать на коллекторы по сравнению с прототипом.

Выход за нижний предел содержания компонентов в блокирующем составе приводит к потере его седиментационной устойчивости (пример 7 из табл. 1). Выход за верхний предел компонентов в блокирующем составе приводит к резкому загустеванию и снижению прокачиваемости (пример 8 из табл. 1).

Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности. После определения глубины забоя и статического уровня жидкости, в скважину спускают нососно-компрессорные трубы. Устье скважины соединяют с агрегатами. Производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой эксплуатационной колонны. Определяют приемистость скважины.

После проведения всех подготовительных работ, готовят раствор суспензии путем дозировки в воду «ФибрИМ» - 80 кг на 1 м3 состава, перемешивают в течение 5-10 минут и закачивают в скважину с помощью насосного агрегата. После закачки всего запланированного объема, суспензию проталкивают в пласт водой, после чего опять определяют приемистость скважины.

Необходимый объем образующегося тампона рассчитывается индивидуально в каждом отдельном случае в зависимости от характеристики поглощающих пластов (пластового давления, приемистости пласта, открытой пористости пород и т.д.).

Разработанный блокирующий состав обладает комплексом положительных технологических свойств:

- высокой седиментационной устойчивостью;

- отсутствием абразивности;

- низкими фильтрационными характеристиками;

- высоким коэффициентом тампонирующей способности;

- достаточной пластической прочностью;

- высокой адгезией с вмещающей средой;

- высокой транспортирующей способностью;

- легкостью приготовления и применения на промысле.

Использование заявляемого состава позволит расширить ассортимент реагентов, применяемых для изоляции зон катастрофических поглощений, и повысить эффективность изоляции.

Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, содержащий полимерное вяжущее, наполнитель и воду, отличающийся тем, что в качестве полимерного вяжущего содержит водорастворимый анионный высокомолекулярный полиакриламид (ПАА), а в качестве наполнителя - хризотил, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАА 0,6-1,0
Хризотил 7,0-7,4
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ включает определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нарушения или ниже.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, и способу изменения водопроницаемости подземной формации. Композиция закачиваемого флюида для извлечения углеводородного флюида из подземной формации, содержащая водную среду и от примерно 100 ч./млн до примерно 50000 ч./млн сшитых полимерных микрочастиц в пересчете на активное вещество полимера в указанной композиции, где указанные сшитые микрочастицы содержат от примерно 0,9 до примерно 20 мол.% одного или более лабильных сшивающих агентов, характеризуются такими распределением набухших частиц по размерам и реологическими свойствами, которые подходят для того, чтобы замедлять подземный поток воды, и указанные подвижные сшивающие агенты способны расщепляться при нейтральном или более низком значении pH.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ включает определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нарушения или ниже.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах. Технический результат изобретения - повышение эффективности бурения.

Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности. Технический результат - увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин в условиях действия высоких забойных температур, а также повышенной минерализации буровых растворов.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям предупреждения проявлений пластового флюида при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности к ликвидации перетоков в проявляющих пластах. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую 5-20 мас.% дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти, 2-3 мас.% эмульгатора, 0,5-1 мас.% коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм, 3-5 мас.% сухой аморфной двуокиси кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм, 10-15 мас.% микрочастиц ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия – остальное. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Техническим результатом является повышение технологической эффективности мероприятий по предупреждению проявлений и ликвидации перетоков в системе пласт-скважина в проявляющих пластах с высоким газовым фактором или аномально высоким пластовым давлением, а также упрощение способа. 4 з.п. ф-лы, 6 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ. Блокирующий состав содержит 0,6-1,0 мас. водорастворимого анионного высокомолекулярного полиакриламида, 7,0-7,4 мас. хризотила в качестве наполнителя и воду. Техническим результатом является повышение закупоривающих свойств состава за счет увеличения его прочности и вязкоупругих свойств. 1 табл.

Наверх