СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, согласно которому закачивают в пласт кремнийорганическое соединение (см. патент US №2229177, МПК С09К 8/50; С09К 8/50).

Известен способ изоляции притока пластовых вод, который основан на закачке в пласт селективных материалов. В результате гидролиза их осуществляется закупорка поровых каналов в водонасыщенной зоне, но при этом остается незакупоренной нефтенасыщенная зона (см. Газизов А.Ш. и Маслов И.И. Селективная изоляция притока пластовых вод; Серия "Нефтепромысловое дело", Тематические научно-технические обзоры, М.: ВНИИОЭНГ, 1977).

Основным недостатком вышеуказанных способов является низкая эффективность изоляции.

Известен способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку полифункциональных алкоксисодержащих кремнийорганических соединений, хлорида поливалентного металла и воду. Перед закачкой состава в пласт закачивают соляную кислоту с концентрацией до 22% (см. авторское свидетельство №1808998, МПК Е21В 33/138).

Недостатком данного способа является использование большого количества кислоты, которая вымывает дополнительные каналы и перетоки, а также использование в качестве регулятора отверждения - этанола, толуола, ацетона, которые легко воспламеняются.

Наиболее близким к заявленному является способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя. При выдержке смеси в пласте время гелеобразования определяют в зависимости от удельной приемистости скважины (см. патент РФ №2071548, МПК Е21В 33/138).

Существенным недостатком данного способа является плохая фильтруемость закачиваемых композиций в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкая эффективность при изоляции вод, что сужает область применения (на трещиноватых пластах).

Задачей настоящего изобретения является разработка состава рабочей жидкости для водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах в процессе их бурения и/или эксплуатации.

Технический результат заключается в обеспечении водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах с пластовой температурой до 150°С.

Поставленная задача достигается тем, что в способе изоляции притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах предварительно готовят смесь из 20%-40%-ного коллоидного раствора оксида кремния (IV) и соляной кислоты, при этом соляную кислоту добавляют в раствор оксида кремния до достижения значения рН=6,5-7,0, после чего смесь закачивают в скважину.

Предлагаемый состав для изоляции водопритока в нефтяной скважине при повышенной температуре (до 150°С) используется следующим образом. На поверхности земли раствор оксида кремния доводится до значения рН=6,5-7,0 соляной кислотой. Затем подготовленный золь подается насосом в скважину. При его смешивании с пластовой водой в скважине образуется твердый продукт, позволяющий изолировать водоприток. Для подтверждения достижения технического результата были приготовлены составы с различным значением содержания компонентов рабочей жидкости.

Составы готовились следующим образом. К 100 мл золя оксида кремния прибавлялся 1 мл соляной кислоты (24%-ной). Затем подготовленный золь смешивался с пластовой водой.

Пример 1. Готовилась серия образцов с различным процентным содержанием оксида кремния 40, 30, 20%. К 25 мл подготовленного образца золя прибавлялось 25 мл пластовой воды и измерялось время гелеобразования при 50°С.

Пример 2. Готовилась серия образцов с различным процентным содержанием оксида кремния 40, 30, 20%. К 25 мл подготовленного образца золя прибавлялось 25 мл пластовой воды и измерялось время гелеобразования при 100°С.

Пример 3. Готовилась серия образцов с различным процентным содержанием оксида кремния 40, 30, 20%. К 25 мл подготовленного образца золя прибавлялось 25 мл пластовой воды и измерялось время гелеобразования при 150°С. После полного отверждения исследовалась термостабильность геля при исследуемой температуре. Гель был стабилен в интервалах температур от 50 до 150°С.

Полученные результаты представлены в таблице.

Таблица Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах Температура, °С Концентрация золя SiO₂, % 40 30 20 50 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=10 мин 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=13 мин 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=16 мин 100 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=4 мин 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=5 мин 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=6 мин 150 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=1 мин 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=1 мин 25 мл золя
25 мл пластовой воды Т_{гелеобразования}=2 мин

Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат изобретения - обеспечение водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах в пластовой температурой до 150°С. В способе изоляции притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах предварительно готовят смесь из 20-40%-ного коллоидного раствора оксида кремния (IV) и соляной кислоты, при этом соляную кислоту добавляют в раствор оксида кремния до достижения значения рН=6,5-7,0, после чего смесь закачивают в скважину. 1 табл.

Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, характеризующийся тем, что предварительно готовят смесь из 20-40%-ного коллоидного раствора оксида кремния (IV) и соляной кислоты, при этом соляную кислоту добавляют в раствор оксида кремния до достижения значения рН 6,5-7,0, после чего смесь закачивают в скважину.