СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА И ЗОНЫ ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2010 года по МПК E21B33/138 C09K8/504 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов.

Известен способ изоляции поглощающих пластов, включающий применение глинистого раствора с добавлением ионообменной смолы КБ-4 или КУ-2 в количестве 3-4% к объему закачиваемого раствора [а.с. 152215, МПК Е21В 33/13, опубл. БИ №1, 1973 г.].

К недостаткам способа можно отнести большие затраты времени на приготовление растворов и возникновение технологических трудностей при прокачке в скважину загущенных растворов.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем одновременно раздельной закачки в обводненную часть пласта двух потоков: один поток - гипан, жидкое стекло, вода, другой - водный раствор соляной кислоты 0,44-4,0% [Патент RU №1774689, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №1, 1996 г.]. После смешения потоков в скважину дополнительно закачивают водный раствор кислоты.

Основным недостатком указанного способа является длительность выдерживания скважины для затвердевания тампонирующей смеси (до трех суток), в результате чего в условиях интенсивных поглощений изоляционный экран может не успеть образоваться, что приведет к моментальному его поглощению интенсивно поглощающей зоной пласта.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет сокращения времени образования однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при контакте закачиваемых компонентов с высокой подвижностью, и сокращения продолжительности ремонтно-изоляционных работ.

Задача решается предлагаемым способом изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, включающим закачку в скважину одновременно раздельно двух потоков, состоящих из компонентов водоизоляционной композиции.

Новым является то, что один из потоков содержит глинистый буровой раствор, этилацетат и неонол, при следующем соотношении компонентов, об.%:

глинистый буровой раствор 93,45-95,45 этилацетат 4,5-6,5 неонол АФ 9-12 0,05,

другой - высокомодульное жидкое стекло 100 об.%, а после закачки указанных потоков осуществляют последовательно закачку буфера пресной воды и цементного раствора.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющие аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «изобретательский уровень».

Глинистый буровой раствор готовится на основе комовой глины Биклянского карьера в соответствии с РД 153-39.0-354-04 (рецептура 1, рецептура 2). Глинистый буровой раствор характеризуется следующим составом и содержанием компонентов:

(рецептура 1) 1 м³ глинистого бурового раствора имеет следующий состав: комовая глина Биклянского карьера - 200 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 3 кг; мел - до 370 кг; пресная вода - остальное;

(рецептура 2) 1 м³ глинистого бурового раствора имеет следующий состав: комовая глина Биклянского карьера - 130 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилированный крахмал (КМК-БУР) - 20 кг; мел - до 440 кг; пресная вода - остальное.

В качестве высокомодульного жидкого стекла используют, например, СИЛИНОМ ВН-М с силикатным модулем 4,2-6,2 (ТУ 2145-014-13002578-94), Нафтосил с силикатным модулем 5,0-6,0 (ТУ 2145-002-12979928-2001) и т.д.

Неонол АФ 9-12 (оксиэтилированный моноалкилфенол) является неионогенным поверхностно-активным веществом и представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета по ТУ 2483-077-05766801-98.

Этилацетат технический представляет собой прозрачную жидкость без механических примесей по ГОСТ 8981-78.

В качестве цементного раствора используют раствор на основе портландцемента тампонажного (марки ПЦТ II - 50, ПЦТ I - 50 по ГОСТ 1581-96).

Сущность предложения заключается в следующем. Через тройник работой двух цементировочных агрегатов в скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) одновременно раздельно закачивают равные объемы двух потоков, состоящих из компонентов водоизоляционной композиции.

В качестве одного потока закачивают смесь из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола, а в качестве другого потока высокомодульное жидкое стекло при следующем соотношении компонентов, об.%:

глинистый буровой раствор 93,45-95,45 этилацетат 4,5-6,5 неонол АФ 9-12 0,05 высокомодульное жидкое стекло 100.

Следом закачивают цементный раствор, а до и после цементного раствора закачивают буферную жидкость.

Далее водоизоляционную композицию продавливают в объект изоляции и производят подъем НКТ на безопасную зону. Затем скважину закрывают на время, необходимое для затвердевания водоизоляционной композиции.

После закачивания в изолируемый интервал двух потоков происходит структурирование водоизоляционной композиции. Время потери текучести композиции составляет от нескольких минут до 2 часов (у прототипа этот показатель составляет до трех суток), максимальный набор прочности происходит через 24 часа после закачивания. Количество образующейся тампонирующей массы составляет 100% от объема закачиваемых компонентов. Формирующаяся при структурировании глинисто-силикатного раствора тампонирующая масса имеет однородную прочную структуру, обладает химическим сродством и адгезией к породам, слагающим пласты.

Время образования однородной, плотной тампонирующей массы иллюстрируется следующими примерами (см. табл.).

Пример 1. Готовится смесь из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола. Для этого сначала неонол АФ 9-12 0,05 об.% растворяют в этилацетате 6,5 об.%, а далее этот раствор смешивают с глинистым буровым раствором 93,45 об.%. Глинистый буровой раствор следующего состава (рецептура 2): на 1 м³ глинистого бурового раствора комовая глина Биклянского карьера - 130 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилированный крахмал (КМК-БУР) - 20 кг; мел - до 440 кг; пресная вода - остальное.

Далее смешивают смесь из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола с высокомодульным жидким стеклом 100 об.%.

Время потери текучести определяли визуально следующим образом. Промежуток времени с момента смешения компонентов, через который исследуемая водоизоляционная композиция перестает смещаться при периодическом наклоне стакана, принято за время потери текучести. Время потери текучести рассчитывали как среднюю арифметическую величину полученных данных. Определенное таким образом время является временем потери текучести водоизоляционной композиции. Время потери текучести составило 40 минут (см. табл.). Образуется однородная, плотная тампонирующая масса.

Примеры 2-9 производят аналогично примеру 1.

Оптимальные количества глинистого бурового раствора, этилацетата, неонола были определены в ходе лабораторных испытаний с учетом достижения структурирования водоизоляционной композиции во всем объеме при указанных условиях применения.

При содержании глинистого бурового раствора в водоизоляционной композиции менее 93,45 об.%, а также при содержании этилацетата более 6,5 об.% ведет к сокращению времени потери текучести до 15 минут, что делает такие водоизоляционные композиции непригодными для их использования в предлагаемом способе. Увеличение содержания глинистого бурового раствора в водоизоляционной композиции более 95,45 об.% и уменьшение содержания этилацетата менее 4,5 об.% ведет к излишнему увеличению времени потери текучести водоизоляционной композиции с одновременным ухудшением качества тампонирующей массы.

Ниже приведен пример промышленного использования предлагаемого способа изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине.

Пример 1. На глубине 1575-1585 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Нарушение принимало 310 м³/сут при давлении 60 атм. Ниже нарушения был установлен цементный мост. Спустили в скважину 73 мм насосно-компрессорные трубы (НКТ) с установкой воронки (пера) на глубине 1550 м. В чанке цементировочного агрегата ЦА-320М перемешали в течение 10 минут 5,95 об.% (416,5 л) этилацетата и 0,05 об.% (3,5 л) неонола АФ 9-12. Полученный раствор откачали в автоцистерну с 94 об.% (6,58 м³) глинистого бурового раствора и работой цементировочного агрегата все перемешали в автоцистерне. В качестве глинистого бурового раствора использовали глинистый буровой раствор следующего состава (на 1 м³ раствора): комовая глина Биклянского карьера - 200 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 3 кг; мел - до 370 кг; пресная вода - остальное. Во второй цементировочный агрегат набрали жидкое стекло марки СИЛИНОМ ВН-М с силикатным модулем 5,5 100 об.% (7 м³). Два цементировочных агрегата обвязали с устьем скважины через тройник. Работой двух цементировочных агрегатов с одинаковым расходом (на одних и тех же оборотах) закачали по НКТ через тройник одновременно раздельно 100 об.% (7,0 м³) высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М (с силикатным модулем 5,5) и 7,0 м³ смеси из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола, далее закачали последовательно 0,3 м³ пресной воды в качестве буфера, 4 м³ цементного раствора, 4,7 м³ технической воды плотностью 1000 кг/м³. В качестве цементного раствора использовали раствор на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ II - 50 в массовом соотношении пресная вода:портландцемент тампонажный 1:2 соответственно. Далее произвели контрольную промывку до чистой воды закачкой по межтрубью технической воды плотностью 1000 кг/м³ в объеме 7,0 м³. Приподняли НКТ на безопасную зону. Скважину закрыли на 24 часа. После разбуривания цементного моста при испытании на герметичность под давлением 12 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

Пример 2. На глубине 894,8-895,6 м была обнаружена негерметичность 168 мм эксплуатационной колонны. Нарушение принимало 432 м³/сут при давлении 70 атм. Ниже нарушения был установлен цементный мост. Спустили в скважину 73 мм НКТ с установкой воронки (пера) на глубине 891 м. В чанке цементировочного агрегата ЦА-320М перемешали в течение 10 минут 4,95 об.% (198 л) этилацетата и 0,05 об.% (2 л) неонола АФ 9-12. Полученный раствор откачали в автоцистерну с 95 об.% (3,8 м³) глинистого бурового раствора и работой цементировочного агрегата все перемешали в автоцистерне. В качестве глинистого бурового раствора использовали глинистый буровой раствор следующего состава (на 1 м³ раствора): комовая глина Биклянского карьера - 130 кг; кальцинированная сода - 5 кг; карбоксиметилированный крахмал (КМК-БУР) - 20 кг; мел - до 440 кг; пресная вода - остальное.

Во второй цементировочный агрегат набрали жидкое стекло марки Нафтосил (с силикатным модулем 5) 100 об.% (4 м³). Два цементировочных агрегата обвязали с устьем скважины через тройник. Работой двух цементировочных агрегатов с одинаковым расходом (на одних и тех же оборотах) закачали по НКТ через тройник одновременно раздельно 100 об.% (4,0 м³) высокомодульного жидкого стекла марки Нафтосил (с силикатным модулем 5) и 4,0 м³ смеси из глинистого бурового раствора, этилацетата и неонола, далее закачали последовательно 0,3 м³ пресной воды в качестве буфера, 3,2 м³ цементного раствора, 2,6 м³ технической воды плотностью 1000 кг/м. В качестве цементного раствора использовали раствор на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ I - 50 в массовом соотношении пресная вода:портландцемент тампонажный 1:2 соответственно. Далее произвели контрольную промывку до чистой воды закачкой по межтрубью технической воды плотностью 1000 кг/м³ в объеме 4,0 м³. Приподняли НКТ на безопасную зону. Скважину закрыли на 24 часа. После разбуривания цементного моста при испытании опрессовкой давлением 10 МПа и снижением уровня испытания показали, эксплуатационная колонна герметична. Произвели освоение и пуск скважины в работу.

№ п/п Содержание компонентов, об.%           Глинистый буровой раствор Этилацетат Неонол
АФ 9-12 Высокомодульное жидкое стекло*     Время потери текучести час-мин   Примечание   рецептура 1 рецептуpa 2 Нафтосил с силикатным модулем Силином ВН-М с силикатным модулем   1 - 93,45 6,5 0,05 - 6,0 0-40 однород 2 - 93,95 6,0 0,05 5,8 - 1-00 ная, 3 94,95 - 5,0 0,05 - 5,5 1-45 плотная 4 - 94,45 5,5 0,05 5,5 - 1-20 тампонирующая 5 95,45 - 4,5 0,05 - 5,0 2-30 6 95,35 - 4,6 0,05 5,0 - 2-15 масса 7 95,45 - 4,5 0,05 - 4,7 2-50   8 - 92,95 7,0 0,05 - 6.2 0-15   9 96,95   3,0 0,05 - 4,2 >10-00 рыхлая                 тампони                 рующая                 масса *Во всех примерах - 100 об.%

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет сокращения времени образования однородной, плотной тампонирующей массы и продолжительности ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов. Технический результат - повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине. В способе изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, включающем закачку в скважину одновременно раздельно двух потоков, состоящих из компонентов водоизоляционной композиции, один из потоков содержит глинистый буровой раствор, этилацетат и неонол, при следующем соотношении компонентов, об.%: глинистый буровой раствор 93,45-95,45, этилацетат 4,5-6,5, неонол АФ 9-12 0,05, другой - высокомодульное жидкое стекло 100 об.%, а после закачки указанных потоков осуществляют последовательно закачку буфера пресной воды и цементного раствора. 1 табл.

Способ изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, включающий закачку в скважину одновременно раздельно двух потоков, состоящих из компонентов водоизоляционной композиции, отличающийся тем, что один из потоков содержит глинистый буровой раствор, этилацетат и неонол при следующем соотношении компонентов, об.%:
глинистый буровой раствор 93,45-95,45 этилацетат 4,5-6,5 неонол АФ 9-12 0,05,