СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B33/13 C09K8/512 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Известны способы изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (см. Блажевич В.А., Умрихина В.А. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с. 44-50).

Недостатками известных способ является температурные ограничения по их применению в связи с быстрыми нерегулируемыми сроками их отверждения.

Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности. (Патент РФ №2231625, МПК 6Е21В 33/138, опубл. 02.10.2004 г.).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность и сложность проведения в промысловых условиях технологической операции, что отражается на эффективности способа.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ изоляции пласта, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемого в пластовых условиях изоляционного материала, содержащего синтетическую смолу, отвердители и воду, где в качестве синтетической смолы берут карбамидоформальдегидную смолу, окзил - СМ, отвердитель - соль алюминия в виде кристаллогидрата и воду. (Патент РФ №2272892, МПК 7Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 г.).

Недостатком применения предлагаемого способа является то, что при применении данного изоляционного материала не учитывается фациальные и физико-химические особенности вмещающих пород и как следствие отсутствие избирательности используемых в способе материалов в отношении водонасыщенных интервалов фациально-неоднородных пластов. Также недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного полимерного состава в объем нарушения, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водопроявляющих зон.

В основу предложенного изобретения положена задача создания способа изоляции и ограничения водопритоков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, позволяющего применять его в различных геолого-геофизических, термобарических условиях и минерализации пластовых вод.

Поставленная задача решается так, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, в качестве изоляционного материала используют композицию на основе синтетической смолы следующего состава, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола20,0-70,0ПАВ и/или их смесь0,5-4,0Натуральный или синтетический каучук и/или0,05-50,0их смесь Инициатор полимеризации0,5-10,0Водаостальное

Или

Ацетоноформальдегидная смола20,0-70,0ПАВ и/или их смесь0,5-4,0Натуральный или синтетический каучук и/или0,05-50,0их смесь Инициатор полимеризации0,5-10,0Водаостальное

В вариантах способа:

- способ по п.1, в композицию вводят добавки;

- способ по п.1, в композицию вводят наполнитель;

- способ по п.1, в композицию вводят добавки и наполнитель;

- способ по п.1 или 2 или 3 или 4, композицию закачивают циклически, причем продавочную жидкость закачивают после каждого цикла;

Карбамидоформальдегидную смолу берут марки КФМХ, которая является продуктом поликонденсации мочевины, формальдегида и диэтиленгликоля и выпускается по ТУ 6-06-59-89 в виде однородной, вязкой жидкости.

Ацетоноформальдегидную смолу берут марки АЦФ, которая является продуктом поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 или ГОСТ 25820-83 в виде однородной, вязкой жидкости.

В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы, например ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81; неонолы АФ-9-6,8,9,10,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе триммеров пропилена берут по ТУ 38.507-63-300-93; сульфонол по ТУ 07510508; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00 или их смеси.

В качестве натуральных или синтетических каучуков или их смесей используют, например, латекс по ТУ 38,303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС, СКД-Л250 по ТУ 3810-3-696-89, изм. 2 от 01.03.94, СКД-ПС по ТУ 3810-3-248-84 изм. 5 от 01.07.96, БС-65А по ТУ 38.103550-84, БМ-5 по ТУ 38.40373-01, RSS-1 (Индонезия), SVR 3L (Вьетнам), ДВХБ-Ш по ТУ 2294-049-05766764-02, ВДВХМК по ТУ 2294-049-05766764-02, СКН-40ИХМ по ТУ 38.10354-76, представляющих собой водную дисперсию каучукоподобных полимеров (pH=10-11) молочного цвета.

В качестве инициатора полимеризации для карбамидоформальдегидной смолы могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.

В качестве инициатора полимеризации для ацетоноформальдегидной смолы могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или натр едкий (каустик жидкий) РД по ГОСТ 2263-796.

В качестве наполнителей используют, например, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, мел, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, портландцемент по ГОСТ 1581-96, древесную муку по ГОСТ 16361-87, сажу по ГОСТ 7885-86, эпоксидную смолу по ГОСТ 10587-93, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, серу по ГОСТ 127.1-93 и др.

В качестве добавок используют, например, порошкообразный полиакриламид (ПАА) по ТУ 6-16-2532-810, полиакриламид DP9 81-77, полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), изопропанол (ГОСТ 9805-76), этиловый спирт и реагент на основе метилового спирта (СНПХ-ИПГ-11 по ТУ 39-05765670-ОП-179-93), кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85.

В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.

Приведем пример приготовления полимерных композиций.

Пример 1. К 693 граммам карбамидоформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 214 грамм каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 2 грамма, воды - 2 грамма, ЩСПК - 5 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 84 грамм гидроксохлористого алюминия. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.

Пример 6 (из таблицы 2). К 68,3 граммам ацетоноформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 грамм каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 грамм, воды - 0,1 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 грамма ЩСПК и 0,5 грамма каустика. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 2.

Для подтверждения эффективности способа изоляции в лаборатории проводят исследования времени изоляционных и структурно-механических свойств образующегося в результате реакции полимерного камня.

Время полимеризации композиции определяют с момента смешения всех компонентов до момента полной полимеризации и потери текучести.

За критерий оценки изолирующей эффективности композиции принят остаточный фактор сопротивления (η), который определяют по следующей формуле:

η=(K₀-K₁)·100/K₀,

где К₀ - коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм²;

K₁ - коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм².

Исследования проводят на послойно-неоднородных моделях пласта сечением 60 мм и длиной 1000 мм, состоящего из высокопроницаемой (800-1200 мД) и низкопроницаемой (50-140 мД) зон, разделенных непроницаемой мембраной и подключенных к одной напорной емкости. Необходимые значения проницаемости достигались степенью помола дезинтегрированного керна реальных месторождений.

Структурно-механические свойства полимеризованного камня определяют по ГОСТ 310.4-84 и ГОСТ 26798.2-85.

Адгезионные свойства полимеризованного камня с поверхностью металла (σ_м), горной породой (σ_п) и цементным камнем (σ_к) определяют методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых полимеризовывалась композиция.

Результаты испытаний приведены в таблице 3.

Способ осуществляется следующим образом. В интервал изоляции добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата в пласт закачивают заявляемый состав. Максимальную концентрацию наполнителей и добавок определяют удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку состава в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 часов.

В варианте способа состав закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Время окончания обработки контролируют любым известным методом.

После технологической выдержки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.

Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности способа изоляции и ограничения водопритоков в скважины.

Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакерным оборудованием и установкой пера-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При закрытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата закачивают расчетный объем реагента №1 из таблицы 1 - 3,5 м³. Затем продавливают его в пласт 3,5 м³ минерализованной воды (плотностью γ=1,15 г/см). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования промывают скважину до забоя, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию. В случае необходимости проводят реперфорацию.

Примеры 2-8. Выполняют технологические операции как в примере 1. Дополнительно в реагент вводят добавки или наполнитель или добавки и наполнитель. Объем композиции, количество, концентрация добавок и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, температуры, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка.

Данные по примерам 1-8 сведены в таблицу 4.

Использование заявляемого способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта. Образование полимерного камня при взаимодействии всех компонентов композиции происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. В результате образуется полимерный камень высокой прочности, устойчивый к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочных растворов.

Таблица 4№п/пКатегория скважиныЦель ремонтаКоличество цикловРецептура композицийУспешностьизоляционный составпродавочная жидкостьЗаявляемый способ1добывающаяликвидация заколонной циркуляции1Состав 1^(1-5)мин. вода+2добывающаяограничение притока подошвенной воды2Состав 2^(1-4)+ПАА (полиакриламид)прес. вода++3добывающаягерметизация э/колоны1Состав 3^(1-4)+Глинопорошокнефть+4нагнетательнаяповышение охвата4Состав 4^(1-4)+КМЦ+Древесная мукапрес. вода++5добывающаяликвидация заколонной циркуляции1Состав 6^(1-4)+Портландцементмин. вода++6добывающаяселективное ограничение водопритока2Состав 7^(1-5)нефть++7добывающаягерметизация э/колоны1Состав 8^(1-5)+резиновая крошка+Портландцементпрес. вода+8нагнетательнаяповышение охвата6Состав 9^(1-5)+КМЦ+ПАА+ДМмин. вода++Примечание: Номер состава с обозначением степени, степень - это номер состава из таблицы 1 и 2.

Способ может быть использован при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. В способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала, содержащего формальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, изоляционный материал в качестве формальдегидной смолы содержит карбамидоформальдегидную или ацетоноформальдегидную смолу и дополнительно - оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь, натуральный или синтетический каучук или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамидоформальдегидная или ацетоноформальдегидная смола 20,0-70,0, оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь 0,5-4,0, натуральный или синтетический каучук или их смесь 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-3,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение качества блокировки водопроявляющих зон как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в различных геолого-физических и термобарических условиях. 4 з.п. ф-лы, 4 табл.

1. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в скважину изоляционного материала, содержащего формальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, отличающийся тем, что изоляционный материал в качестве формальдегидной смолы содержит карбамидоформальдегидную или ацетоноформальдегидную смолу и дополнительно оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь, натуральный или синтетический каучук или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%:

карбамидоформальдегидная или ацетоноформальдегидная смола20,0-70,0оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь0,5-4,0натуральный или синтетический каучук или их смесь0,05-50,0инициатор полимеризации0,5-3,0водаостальное