СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях.

Известны способы восстановления герметичности эксплуатационных колонн тампонажным материалом на основе отверждаемых в пластовых условиях фенолоформальдегидных, фенолорезорциноформальдегидных, карбамидных смол [1, 2, 3].

Недостатком известных способов являются быстрые сроки отверждения составов, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения способов изоляции.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности [4].

Недостатком данного способа является многостадийность процесса при проведении работ на скважине, что требует наличия большого количества техники и оборудования. Кроме того, используемый изоляционный материал растворим лишь в углеводородных растворителях, что обуславливает ряд трудностей при приготовлении и закачке полимерной композиции на промысле - отмывку узлов насоса и обвязки устья, емкостей, труб и т.д.

Целью изобретения является разработка способа изоляции и ограничения водопритока как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в широком диапазоне температур, отличающегося простотой реализации и высокой технологичностью.

Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве указанного материала используют полимерную композицию следующего состава, мас.%:

- смола ацетоноформальдегидная - 80,0;

- углекислый натрий Na₂CO₃ или калий К₂CO₃- 4,0-7,0;

- окзил-СМ - 0,5;

- вода или 30%-ный водный раствор хлористого натрия NaCl - остальное.

Смола ацетоноформальдегидная марки АЦФ является продуктом реакции поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 в виде однородной, вязкой жидкости.

Окзил-СМ является продуктом окисления лигносульфонатов хроматами и выпускается по ТУ 17-06-324-97 в виде водорасторимого порошка.

При необходимости сокращения сроков отверждения, а также для пластовых температур 50°С и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (гидроокись натрия NaOH или гидроокись калия КОН) в количестве 0,1-2,5 мас.%.

Для увеличения плотности и кольматирующих свойств состава, что может быть необходимо при проведении изоляционных работ в скважинах с высокими пластовыми давлениями, в состав вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк в количестве 30,0-100,0% от объема закачиваемого состава.

Преимущество способа изоляции и ограничения водопритока в скважины полимерными материалами, отверждаемыми в пластовых условиях, включающего закачку композиции в скважину, продавку ее в зону изоляции и выдержку на период отверждения и набора прочности, состоит в использовании водорастворимой полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы марки АЦФ с регулируемыми сроками отверждения, что делает возможным проведение изоляционных работ как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах в диапазоне температур 20-90°С и снимает проблемы, связанные с применением углеводородных растворителей. Изоляционному материалу присвоено название "Тотал".

Предлагаемый способ изоляции может быть использован как для герметизации заколонного и межколонного пространства, так и для проведения других видов изоляционных работ в нагнетательных и добывающих скважинах.

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены эксперименты по оценке времени отверждения полимерной композиции при различных температурах и определению прочностных, адгезионных и изолирующих свойств отвержденного полимерного материала.

Время отверждения состава определялось от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности состава при различных температурах.

Прочность отвержденных образцов полимерного материала определялась по ГОСТ 310.4-84 в соответствии с требованием ГОСТ 26798.2-85 по пределам прочности при изгибе и сжатии.

Изолирующие свойства отвержденного материала изучались на модели пласта длиной 200 мм и диаметром 50 мм с искусственно сформированными трещинами со средней шириной 0,15 мм.

По изменению проницаемости модели после прокачки состава и выдержки на отверждение оценивались изолирующие свойства образующегося полимерного материала.

Адгезия отвержденной смолы с металлом (δ_м) определялась методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых отверждалась смола. При определении адгезии с цементным камнем (δ_ц) и породой (δ_п) вместо внутреннего металлического цилиндра использовались цилиндры из отвержденного цемента или искусственно сцементированного песчаника.

Данные сведены в табл.1-2.

Закачиваемый раствор полимерной композиции имеет плотность при 25°С, г/см³ - 1,18-1,20. Плотность полимерной композиции, приготовленной на 30%-ном растворе хлористого натрия составляет при 25°С, г/см³ - 1,28-1,30.

Зависимость плотности полимерной композиции от количества введенного наполнителя представлена на чертеже. При этом прочие показатели закачиваемых композиций и отвержденного материала не изменяются (табл.3).

Проведенные испытания показали надежность и универсальность предлагаемого способа изоляции за счет высоких прочностных и адгезионных свойств закачиваемого изоляционного материала с металлом, цементом, породой, как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной, регулируемых сроков отверждения в широком диапазоне температур.

Время закачки и объем закачиваемого изоляционного материала обосновывают в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ на основании гидродинамических исследований скважины на неустановившемся режиме ее работы.

Реализацию предлагаемого способа на промысле осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят геофизические исследования и определяют температуру пласта. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на 10-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации, определяют приемистость пласта. В емкости готовят полимерную композицию в запланированном объеме и соотношении компонентов путем растворения в воде всех запланированных компонентов, кроме смолы, в любой последовательности. Затем в ту же емкость добавляют смолу, производят перемешивание в течение 10-15 мин и закачивают в НКТ. Далее в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, необходимом для полного вытеснения смеси из скважины в интервал изоляции, и закрывают скважину на реагирование.

Как видно, предлагаемый способ отличается простотой реализации в промысловых условиях и не требует дополнительной техники и оборудования.

Литература

1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. и др. РИР при эксплуатации нефтяных месторождений, М.: Недра, 1981 г., с.108-151.

2. Блажевич В.А., Уметбаев В.А. и др. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с.44-50.

3. RU 2215009, 31.07.01, Е 21 В 33/138.

4. RU 2231625, 02.10.04, Е 21 В 33/138.

Таблица 1.№ составаПолимерная композиция, мас.%Время отверждения, час-мин при температуре, °СсмолаокзилNa₂CO₃*NaOH*Вода*20406090180,00,54,0-15,5--7-001-30280,00,55,0-14,5--6-001-20380,00,55,5-14,0--5-001-10480,00,56,0-13,5-18-003-521-00580,00,57,0-12,5-11-002-100-45680,00,55,00,214,3-203-500-50780,00,55,00,514,03812-002-000-30880,00,55,01,013,5245-001-100-15980,00,55,01,513,09-001-300-350-101080,00,55,02,012,52-000-350-150-051180,00,55,02,512,00-40---

*Использование углекислого калия К₂CO₃ вместо углекислого натрия Na₂CO₃, гидроокиси калия КОН вместо гидроокиси натрия NaOH, а также 30%-ного раствора хлористого натрия вместо воды в тех же количественных соотношениях при приготовлении полимерных композиций, не влияет на время их отверждения при указанных температурах.

Таблица 2.№ состава из табл. 1Прочность, МПаАдгезия, МПаНасыщающая жидкостьПроницаемость трещин, мкм² При изгибеПри сжатииσ_мσ_цσ_п До изоляцииПосле изоляции16,924,30,780,930,68Вода1761,7037,324,70,820,970.7Нефть2136,3057,725,00,840,960,71Вода1813,7078,426,10,910,970,71Нефть1988,10109,227,50,941,10,74Вода2200,50

Таблица 3.№ состава из
табл. 1Кол-во наполнителя, % от объема полимер- ной композицииПрочность, МПаАдгезия, МПаНасыщающая жид-костьПроницаемость, мкм²При изги-беПри сжа-тии 
 
σ_м 
 
σ_ц 
 
σ_пДо изоля-цииПо-
сле изоля-ции130,07,024,60,80,910,71вода2341,3о570,07,7525,30,860,10,73нефть1990,707100,08,626,50,950,980,74нефть2217,501050,09,428,10,951,120,75вода2115,70

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях. Технический результат - разработка способа герметизации заколонных и межколонных пространств как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в температурном диапазоне 20-90°С. В способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас.%: смола ацетоноформальдегидная - 80,0, углекислый натрий или калий - 4,0-7,0, окзил-СМ - 0,5, вода или 30%-ный водный раствор хлористого натрия NaCl - остальное. Для пластовых температур 50^оС и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH в количестве 0,1-2,5 мас.%. При проведении изоляционных работ в скважинах с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

1. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности, отличающийся тем, что в качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас.%:

Смола ацетоноформальдегидная80,0Углекислый натрий или калий4,0-7,0Окзил-СМ0,5Вода или 30%-ный водный раствор хлористого натрия NaClОстальное