СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД Российский патент 2009 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известны способы селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, заключающиеся в последовательной закачке в пласт буферной жидкости, тампонирующего состава и продавочной жидкости (например, а.с. СССР № 905440 Е21В 43/32, 1982 г.).

Наиболее близким к предлагаемому является способ селективной изоляции притока пластовых вод, в котором в качестве буферной жидкости используют водный раствор карбоната натрия, а в качестве тампонирующего состава используют бентонит, силикат натрия, полимер и воду при соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит 5-10 Силикат натрия 2-4 Полимер 0,1-0,3 Вода остальное

(см. заявка РФ № 92011390/03 от 11.12.92, опубл. 20.04.95, Е21В 33/138).

Недостатком известных способов, в т.ч. прототипа, является недостаточная надежность изоляции водопритока из-за недостаточно высоких структурно-механических свойств тампонирующего состава.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств тампонирующего состава.

Технический результат достигается тем, что в способе селективной изоляции притока пластовых вод, включающем последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, новым является то, что в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м³ предварительной и не более 0,5 м³ последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество - ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Измельченный керамзит 17,5-22,5 Натрий силикат 45-60 Натрий кремнефтористый 4,5-5,5 Натрий углекислый 1-3 ПАВ 0,001-0,005 Вода пресная остальное

При этом керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе использована новая композиция тампонирующего состава, в котором в качестве наполнителя использован измельченный до состояния пыли или мелких гранул (менее 0,4 мм) керамзит, который играет роль сшивателя и структурообразователя, что обеспечивает образование однородной суспензии, и в конечном результате образование однородно прочного камня.

Водный раствор силиката натрия (жидкого стекла) является растворителем химреагентов и стеклообразователем.

Натрий кремнефтористый играет роль отвердителя жидкого стекла, который хорошо растворим в водных растворах последнего, при этом его количество по отношению к жидкому стеклу (см. табл.1) берется из оптимального расчета, позволяющего создавать прочные камни.

ПАВ, в частности неонол или нефтенол (эквиваленты), выполняет роль замедлителя реакции отверждения жидкого стекла. Количество ПАВ зависит от условий проведения операции (температура, давление, время подготовки и закачки) исходя из расчетного времени начала схватывания тампонирующего состава (см. табл.2).

Натрий углекислый (карбонат натрия) после отверждения жидкого стекла и образования камня в пласте улучшает механические свойства камня и снижает его водопроницаемость при взаимодействии с пластовой водой, содержащей соли поливалентных металлов, преимущественно магния и кальция. При контакте пластовой воды, содержащей соли магния и кальция, происходит реакция карбоната натрия с ними с образованием водонерастворимых карбонатов «реакции (1) и (2)»:

Существенным признаком изобретения является и то, что в качестве буферной жидкости использована пресная вода в объемах не более 1 м³ и не более 0,5 м³ соответственно до и после тампонирующего состава, которая отделяет его от опрессовочной пластовой воды с одной стороны и продавочной пластовой воды с другой.

Указанные объемы пресной воды определены опытным путем исходя из условия, что их защитный эффект необходим только во время закачки и к моменту доставки тампонирующего состава в пласт пресная вода должна практически полностью смешаться с пластовой.

В условиях пласта до начала затвердевания тампонирующего состава при контакте с ним опрессовочной и продавочной пластовых вод с одной и другой стороны образуются водонерастворимые вяжущие соединения (силикаты кальция и магния) «согласно реакции (3) и (4)», обладающие высокими адгезионными свойствами, которые создают экранирующие слои, препятствующие выносу и разбавлению тампонирующего состава:

После затвердевания тампонирующего состава и образования камня проникновение в его поры пластовой воды способствует улучшению механических и фильтрационных свойств камня, благодаря наличию в составе карбоната натрия «см. реакции (1) и (2)».

Способ приготовления тампонирующего раствора

В емкость для приготовления раствора наливают расчетное количество товарного силиката натрия плотностью 1500 кг/м³ (±50), добавляют расчетное количество пресной воды, перемешивают, добавляют расчетное количество остальных реагентов и перемешивают насосным агрегатом до получения однородной суспензии.

В таблице 1 приведены варианты тампонирующего состава.

Таблица 1 Компонентный состав, мас.% Варианты А Б В 1. Измельченный керамзит 17,5 20,0 22,5 2. Силикат натрия 45 52,5 60 3. Натрий кремнефтористый 4,5 5,0 5,5 4. Карбонат натрия 3 2 1 5. ПАВ (неонол* или нефтенол**) 0,001* 0,003** 0,005** 6. Вода 29,999 20,497 10,995

Способ проведения работ по изоляции водопритока в нефтяных, или газовых, или нефтегазовых скважинах

На устье скважины посредством насосных агрегатов проводят опрессовку нагнетательных трубопроводов пластовой водой, после чего осуществляют закачку предварительной буферной пресной воды в объеме не более 1,0 м³, следом закачку тампонирующего раствора, затем закачку последующей буферной пресной воды в объеме не более 0,5 м³ и наконец, закачку продавочной пластовой воды в объеме НКТ, после чего скважину закрывают на расчетное время затвердевания тампонирующего состава и образования в поровом пласте цельного камня.

В таблице 2 приведены технические характеристики образующегося в пласте камня, варианты в соответствии с табл.1.

Таблица 2 Показатели Варианты А Б В 1. Адгезионная прочность, МПа 3-4 4-5 5-6 2. Водонепроницаемость, МПа 12-13 13-14 14-15 3. Предел прочности при сжатии, МПа 8-10 10-12 12-14 4. Предел прочности при изгибе, МПа 4-5 5-6 6-7 5. Начало схватывания, ч 6-7 5-6 4-5

Объем необходимого гидроизоляционного раствора зависит от интервала перфорации, пористости и проницаемости обводненного участка ПЗП и определяется расчетным путем.

Время затвердевания состава и образования стойкого камня в пластовых условиях составляет не менее 12-72 часов и зависит от температуры пласта, таблица 3.

Зависимость затвердевания тампонирующего состава от температуры.

Таблица 3 Температура Время затвердевания Ниже 25°С Не менее 72 часов 25-50°С Не менее 48 часов 50-70°С Не менее 24 часов Выше 70°С Не менее 12 часов

В таблице 4 приведены сравнительные результаты лабораторных исследований в поровых кернах предлагаемого способа в сравнении с прототипом.

Таблица 4 № Исходная проницаемость керна, дарси Прототип Предлагаемый способ Проницаемость керна после закачки, дарси Эффективность, % Проницаемость керна после закачки, дарси Эффективность % 1 6,3 3,8 40 0,78 87,6 2 4,6 2,1 54 0,46 90,0 3 3,2 1,3 59 0,21 93,4 4 2,8 1 61 0,12 95,7 5 1,9 0,7 63 0,06 96,8 6 1,3 0,46 65 0,03 97,7

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает создание прочного гидроизоляционного барьера, проницаемость которого на порядок меньше, чем у прототипа.

Изобретение относится к способам для изоляции пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности изоляции водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств тампонирующего состава. В способе селективной изоляции притока пластовых вод, включающем последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м³ предварительной и не более 0,5 м³ последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%: измельченный керамзит 17,5-22,5; натрий силикат 45-60; натрий кремнефтористый 4,5-5,5; натрий углекислый 1-3; ПАВ 0,001-0,005; вода пресная остальное, при этом керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

1. Способ селективной изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в пласт опрессовочной жидкости, предварительной буферной жидкости, тампонирующего состава, последующей буферной жидкости и продавочной жидкости, причем тампонирующий состав содержит глинистый компонент, натрий силикат и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве опрессовочной и продавочной жидкости используют пластовую воду, а в качестве буферной жидкости используют пресную воду в количестве не более 1 м³ предварительной и не более 0,5 м³ последующей, в тампонирующем составе используют в качестве глинистого компонента измельченный керамзит и дополнительно натрий кремнефтористый, натрий углекислый и поверхностно-активное вещество ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Измельченный керамзит 17,5-22,5 Натрий силикат 45-60 Натрий кремнефтористый 4,5-5,5 Натрий углекислый 1-3 ПАВ 0,001-0,005 Вода пресная Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что керамзит измельчают до фракции менее 0,4 мм.