Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ликвидации зон поглощения в скважине, и может быть использовано для изоляции зон поглощений при капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин, а также при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляции водопритоков в добывающих скважинах.
Известен состав для тампонирования зон поглощения (патент РФ №796388, Е21В 33/138, опубл. 10.01.96 г., Бюл. №1), включающий закачку в скважину состава, содержащего полиамидную смолу-капрон или нейлон (25-35%) остальной процентный состав - это концентрированная соляная кислота (ГОСТ 14261-69). При смешивании с пресной и минерализованной водой этот состав коагулирует с образованием гелеобразной массы, которая затем по истечении времени затвердевает, превращаясь в упругое твердое вещество.
Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения (авторское свидетельство SU №1774689, Е21В 33/138, опубл. 15.01.81 г., Бюл. №2), включающий одновременно-раздельную закачку в обводненную часть пласта двух потоков: один поток - гипан (0,01 - 1,0%), жидкое стекло (2-6%), воду, второй поток - водный раствор соляной кислоты (0,44 - 4,0%). После смешения потоков в скважину дополнительно закачивают водный раствор кислоты (0,44 - 4,0%). Продавливают состав в пласт пресной водой в течение 8-12 часов, и затем выдерживают в течение 2-3 суток.
Основными недостатками указанных способов является длительность выдерживания скважины для затвердевания тампонажного раствора (до трех суток). В условиях интенсивного поглощения в скважине оторочка изоляционного экрана не успевает образоваться. Кроме того, закачиваемый в течение 8-12 часов тампонирующий состав разобщенных составов моментально поглощается в зоне интенсивного поглощения пласта.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ изоляции поглощающих пластов в скважине (патент РФ №2211913, Е21В 33/138, опубл. 10.09.2003 г., Бюл. №25), включающий одновременно-раздельную закачку в обводненную часть пласта двух потоков органической добавки и водного раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что в качестве органической добавки используют продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, а водный раствор соляной кислоты используют 5-10%-ной концентрации.
Недостатком указанного способа является неоднородность и комковатость образовавшегося осадка, что неизменно ведет к расслоению осадка при интенсивном поглощении скважины, что в конечном итоге приведет к размыванию тампонажной смеси. Комковатость и неоднородность образовавшегося осадка происходит в результате 5-10%-ной концентрации водного раствора соляной кислоты, и говорит о том, что полностью добиться пробкообразующего эффекта не удастся, способ не обеспечит полной изоляции поглощения пласта скважины.
Технической задачей является способ ликвидации интенсивных зон поглощения в скважине, а также повышение способности тампонирующей смеси. Повышение достигается за счет перемещения закачиваемых компонентов в потоке пластовой воды в зону поглощения, при перемешивании образуется однородный, кристаллический, плотный осадок, с последующим закреплением минерализованной водой пласта, в зоне поглощения создается закупоривающий эффект, высокая адгезионная способность поверхностного слоя тампонажной смеси к породе пласта устойчива к воздействию пластовых вод и высоких температур.
Новым в предлагаемом способе ликвидации зон поглощения в скважине является то, что при последовательной закачке в поглощающую зону пласта кремнийорганического реагента АКР-БН 102 и жидкого стекла, для большего проникновения в водопроницаемые породы пласта и замедления времени гелеобразования, в скважину последовательно закачивают жидкое стекло плотности 1360-1450 кг/м3, жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м3 и кремнийорганического реагента АКР-БН 102 с плотностью 980-1100 кг/м3, с последующим закреплением в пластовой воде. Для наилучшей реализации способа компоненты используют в следующем соотношении, объем. %:
- жидкое стекло плотностью 1360-1450 кг/м3 10-20;
- жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м3 10-20;
- кремнийорганический реагент АКОР-БН 102 плотностью 980-1100 кг/м3 60-80, а между жидким стеклом и кремнийорганическим реагентом АКОР-БН 102 закачивают буфер из пресной воды.
Заявляемый способ был испытан в лабораторных условиях. При этих испытаниях были использованы следующие компоненты:
- силиката натрия (стекло натриевое жидкое), силикатный модуль 2,9-4,0, плотность 1360-1450 кг/м3, вязкость при 20°С составляет 250-400 мПа·с, температура замерзания минус 10°С, соответствует ГОСТ 13078-81;
силикат натрия (стекло натриевое жидкое) плотностью 1100-1200 кг/м3 получили путем растворения в пресной воде;
- кремнийорганический реагент АКОР-БН 102 представляет собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50°С, с динамической вязкостью 1-30 мПа·с, плотностью 980-1100 кг/м3 при 20°С, соответствует ГОСТ 3900-85.
В ходе лабораторных испытаний определяли процентные соотношения и концентрации жидкого стекла и реагента АКОР-БН 102 для получения мгновенной и полной коагуляции компонентов, которые рекомендованы для предлагаемого способа. Оптимальное количество кремнийорганического реагента АКОР-БН 102 выбиралось исходя из образования максимального количества осадка при вязкостях, не создающих технологических трудностей при их прокачке в скважину по НКТ. Концентрация и количество жидкого стекла выбиралось с учетом полной коагуляции кремнийорганического реагента АКОР-БН 102 в заданных пропорциях предлагаемой тампонажной смеси.
Для сравнения водоизолирующих свойств тампонажной смеси по заявленному способу и по прототипу были испытаны на моделях пласта. Результаты модельных испытаний приведены в таблице.
В процессе моделирования способа ликвидации зон поглощения пласта в скважине при закачке композиции на основе жидкого стекла происходит формирование стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы, обладающей высокими гидрофильными и адгезионными свойствами. Тампонирующая масса проникает и обволакивает зону поглощения пласта.
Для лучшего проникновения, а также сдерживания реакции структурообразования в зону поглощения пласта закачивается жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м3, которое также проникает и обволакивает зону поглощения пласта, формируя стойкую относительно пластовых и опресненных вод тампонирующую массу.
Но само по себе жидкое стекло любой плотности обладает аморфной, а не кристаллической структурой, что является ее недостатком и поэтому для придания кристаллической структуры в поглощающую зону пласта скважины, закачивают кремнийорганический реагент АКОР-БН 102.
Перед закачкой кремнийорганического реагента АКОР-БН 102, во избежание коагуляции при контакте с жидким стеклом или минерализованной водой, прокачивается буфер из пресной воды, количество его минимально, она служит только для разделения закачиваемых компонентов в НКТ.
100
плотный
100
100
плотный
100
100
плотный
100
плотный
плотный
При закачке кремнийорганический реагент АКОР-БН 102 гидролизуется в пласте, происходит перемешивание с закаченным ранее жидким стеклом плотностью 1360-1450 кг/м3 и 1100-1200 кг/м3.В результате перемешивания жидкого стекла и реагента АКОР-БН 102 происходит мгновенная коагуляция компонентов тампонажной смеси по всему объему пласта.
Образовавшаяся тампонажная смесь обладает хорошими адгезионными свойствами, ее количество составляет 100% от объема закачиваемых компонентов, с образованием сплошной кристаллической структуры в породе пласта.
Определяя прочность и адгезионные свойства тампонажной смеси, моделировали механической мешалкой вихревые потоки пресной и минерализованной воды при температуре +20°С и +85°С. Отслоения или размывания образовавшегося кристаллического осадка не наблюдалось, что говорит o высокой прочности и адгезионной стойкости образовавшейся смеси.
Лабораторные испытания демонстрируют преимущества предлагаемого способа перед известными способами:
- повышенные тампонирующие способности изоляционного материала;
- высокая подвижность в потоке жидкости с последующим закупоривающим эффектом;
- мгновенная скорость образования однородной, кристаллической структуры тампонажной смеси, обладающей высокой адгезионной способностью;
- устойчивость тампонажной смеси к воздействию пластовых температур до +85°С;
- повышается степень ликвидации зон интенсивного поглощения пласта в скважине.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ | 2007 |
|
RU2360099C1 |
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ | 2010 |
|
RU2431735C1 |
СПОСОБ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ | 2012 |
|
RU2496970C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ | 2006 |
|
RU2315171C1 |
Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта и способ ее применения | 2016 |
|
RU2627786C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2013 |
|
RU2554957C2 |
Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | 2019 |
|
RU2740986C1 |
СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ (ВАРИАНТЫ) | 2015 |
|
RU2599154C1 |
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В УСЛОВИЯХ БОЛЬШИХ ПОГЛОЩЕНИЙ | 2009 |
|
RU2405926C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2010 |
|
RU2446270C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ликвидации зон поглощения в скважине, и может быть использовано для изоляции зон поглощений пласта при капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин, а также при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляции водопритоков в добывающих скважинах. Технический результат - ликвидация интенсивных зон поглощения в скважине. В способе ликвидации зон поглощения в скважине в скважину последовательно закачивают жидкое стекло плотностью 1360-1450 кг/м3, жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м3 и кремнийорганический реагент АКОР-БН 102 плотностью 980-1100 кг/м3 с последующим закреплением в пластовой воде. Композицию используют в следующем соотношении компонентов, объем. %: жидкое стекло плотностью 1360-1450 кг/м3 10-20, жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м3 10-20, кремнийорганический реагент АКОР-БН 102 плотностью 980-1100 кг/м3 60-80. Между жидким стеклом и кремнийорганическим реагентом АКОР-БН 102 закачивают буфер из пресной воды. 1 табл.
Способ ликвидации зон поглощения в скважине, отличающийся тем, что при последовательной закачке в поглощающую зону пласта кремнийорганического реагента АКОР-БН 102 и жидкого стекла для большего проникновения в водопроницаемые породы пласта и замедления времени гелеобразования в скважину последовательно закачивают жидкое стекло плотностью 1360-1450 кг/м3, жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м3 и кремнийорганический реагент АКОР-БН 102 плотностью 980-1100 кг/м3 с последующим закреплением в пластовой воде, для наилучшей реализации способа композицию используют в следующем соотношении компонентов, об.%:
а между жидким стеклом и кремнийорганическим реагентом АКОР-БН 102 закачивают буфер из пресной воды.
RU 1774689 С, 10.01.1996 | |||
Вязкопластичный материал для изоляции пластов | 1986 |
|
SU1416669A1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ | 2001 |
|
RU2211913C1 |
Состав для тампонирования зонпОглОщЕНий | 1977 |
|
SU796388A1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНАХ | 2003 |
|
RU2251615C2 |
US 4157306 A, 05.06.1979. |
Авторы
Даты
2009-03-27—Публикация
2007-07-16—Подача