СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2009 года по МПК E21B33/138 C09K8/467 

Описание патента на изобретение RU2350736C1

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.

Результаты модельных испытаний тампонажной смеси№п/пПлотность кг/м3Соотнашение компонентов смеси, объемн. %Кол-во образовавшегося осадка, %Коэффициент изоляции, %Жидкое стеклоЖидкое стеклоАКОР-БН 102По заявленному способу1136020
100
плотный

100
1200201100602145015
100
плотный

100
110015980703140010
100
плотный

100
100010100080По прототипуЭМКОHCl410151019,5
плотный
72
103010510151528
плотный
74,1
103015

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.

Похожие патенты RU2350736C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ 2007
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Бакалов Игорь Владимирович
RU2360099C1
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ 2010
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Андреев Владимир Александрович
RU2431735C1
СПОСОБ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ 2012
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2496970C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ 2006
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Ахметшин Рубин Мударисович
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Андреев Владимир Александрович
RU2315171C1
Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта и способ ее применения 2016
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
RU2627786C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2013
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2554957C2
Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта 2019
  • Саркаров Рамидин Акбербубаевич
  • Селезнев Вячеслав Васильевич
  • Раджабова Алина Рамидиновна
RU2740986C1
СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ (ВАРИАНТЫ) 2015
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Закиров Айрат Фикусович
  • Табашников Роман Алексеевич
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
RU2599154C1
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В УСЛОВИЯХ БОЛЬШИХ ПОГЛОЩЕНИЙ 2009
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Губеева Галия Исхаковна
  • Крючков Руслан Владимирович
RU2405926C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Калинин Евгений Серафимович
RU2446270C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ

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.

Формула изобретения RU 2 350 736 C1

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.%:

жидкое стекло плотностью 1360-1450 кг/м310-20жидкое стекло плотностью 1100-1200 кг/м310-20кремнийорганический реагентАКОР-БН 102 плотностью 980-1100 кг/м360-80

а между жидким стеклом и кремнийорганическим реагентом АКОР-БН 102 закачивают буфер из пресной воды.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2350736C1

RU 1774689 С, 10.01.1996
Вязкопластичный материал для изоляции пластов 1986
  • Морозов Олег Андреевич
  • Горшенев Виктор Степанович
  • Баева Людмила Михайловна
  • Чуклина Елена Геннадьевна
SU1416669A1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ 2001
  • Казакова Л.В.
  • Южанинов П.М.
  • Федотова Т.В.
  • Чабина Т.В.
  • Мышкин М.В.
  • Мосин В.П.
RU2211913C1
Состав для тампонирования зонпОглОщЕНий 1977
  • Ситников Геннадий Викторович
  • Коваленко Николай Григорьевич
  • Зиннатуллин Назиф Хатмулович
  • Макаров Леонид Владимирович
SU796388A1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНАХ 2003
  • Волков В.А.
  • Беликова В.Г.
  • Пелевин А.М.
  • Новиков Г.А.
  • Майоров Н.А.
  • Никифоров А.А.
RU2251615C2
US 4157306 A, 05.06.1979.

RU 2 350 736 C1

Авторы

Каюмов Малик Шафикович

Муртазина Таслия Магруфовна

Губаев Рим Салихович

Бакалов Игорь Владимирович

Люкшин Петр Викторович

Даты

2009-03-27Публикация

2007-07-16Подача