СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ Российский патент 2011 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Известен способ селективного ограничения водопритока в эксплуатационных скважинах (патент №2184836, E21B 33/138. Опубл. 10.07.2002, Бюл. №19). Данный способ согласно изобретению включает закачку в призабойную зону пласта обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с добавкой эмульгатора и стабилизатора, в качестве которых используют высокодисперсный кремнезем.

Недостатком известного способа является то, что водонефтяные эмульсии не способны долговременно изолировать зоны водопритока по причине выдавливания их из пласта в скважину. Применение таких эмульсий для водоограничения основано только на использовании их вязкоупругих и тиксотропных свойств, они не обладают адгезией к породам, слагающим коллектор, и даже после выдержки на структурирование не образуют водоизоляционный барьер, способный противостоять перепадам давлений, существующих в системе пласт-скважина.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции зон водопритока в скважине (патент №2283422, Е21В 33/138. Опубл. 10.09.2006, Бюл. №25), который включает последовательную закачку в изолируемый интервал порций обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды и тампонажного состава, чередующегося с каждой порцией обратной эмульсии, в обратную эмульсию при ее приготовлении вводят кремнийорганическую жидкость «Силор» в количестве 5-10% от объема углеводородной дисперсионной среды. В качестве тампонажного состава, армирующего гидроизоляционный экран в пласте, используют кремнийорганическую жидкость «Силор» с добавлением раствора соляной кислоты при следующих соотношениях компонентов, объемных %:

кремнийорганическая жидкость «Силор» 85-92 8%-ный раствор соляной кислоты 8-15

Недостатком известного способа является то, что закачка последовательным чередованием с каждой порцией обратной эмульсии тампонажного состава усложняет технологический процесс, а присутствие в тампонажном составе соляной кислоты способствует формированию дополнительных каналов для поступления воды в карбонатных породах, а также коррозии металла насосно-компрессорных труб (НКТ) и эксплуатационной колонны.

Технической задачей предложения является увеличение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет улучшения изолирующих свойств эмульсии, продолжительности эффекта, а также применение закрепляющего состава, который не вызывает коррозию металла НКТ и эксплуатационной колонны.

Задача решается последовательной закачкой в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации.

Новым является то, что до обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии, в качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют Силор НЧ, причем для обратной эмульсии в количестве 1-10% от объема углеводородной дисперсной системы, а для закрепляющего состава - с добавлением 10%-ного водного раствора гидроксида натрия при следующих соотношениях компонентов, объемных %:

кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» 80-90 10%-ный водный раствор гидроксида натрия 20-10

Кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» производится Новочебоксарским ОАО «Химпром» по ТУ 2458-530-05763441-2009 и представляет собой жидкость темного цвета. Допускается опалесценция или взвесь, выпадающая в осадок при стоянии, а также наличие механических примесей, обусловленных металлической тарой.

Ранее неизвестный кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» - комплекс полигликолевого эфира гидролизованных олигофенил- и олигоэтоксисилоксанов и гидрофобного аэросила. Кремнийорганическая жидкость «Силор», описанная в наиболее близком аналоге, представляет собой смесь олигомерных этоксисилоксанов и твердых продуктов: активных и неактивных наполнителей.

Сущность предлагаемого способа заключается в создании в пласте гидроизоляционного экрана из обратной эмульсии, содержащей кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» в количестве 1-10% от объема углеводородной дисперсионной среды. Вязкость эмульсии регулируется количеством добавленной воды плотностью 1000-1200 кг/м³. Суспензия глины марок ПБН и ПБМГ плотностью 1080-1120 кг/м³, закачиваемая до обратной эмульсии, при перемешивании в пласте способствует увеличению вязкости и стабильности эмульсии. Объем суспензии глины в зависимости от приемистости скважины составляет 5-20 м³. Эмульсия закрепляется тампонажным составом на основе кремнийорганического тампонажного состава «Силор НЧ» и 10%-ного раствора гидроксида натрия, который, в отличие от наиболее близкого аналога, не вызывает коррозию металла НКТ и эксплуатационной колонны.

Объем обратной эмульсии и тампонажного состава выбираются в зависимости от геолого-технических условий. Обратная эмульсия готовится заблаговременно на специальных стационарных установках следующим образом. В емкость объемом 50 м³ заливают 16 м³ нефти и 1,6 м³ тампонажного состава «Силор НЧ», при перемешивании туда же постепенно добавляют 25,4 м³ воды плотностью 1180 кг/м³. Через 1 час отбирают пробу и замеряют вязкость полученной эмульсии. Перемешивание продолжают до достижения условной вязкости в пределах 300-600 с, после чего эмульсию затаривают в автоцистерны. На скважине цементировочным агрегатом ЦА-320М в изолируемый интервал последовательно закачиваются 5 м³ суспензии глины, 43 м³ обратной эмульсии и закрепляющий состав: 1,6 м³ тампонажного состава «Силор НЧ», буфер из 200-300 л воды плотностью 1000 кг/м³, 0,4 м³ 10%-ного раствора гидроксида натрия. Скважину оставляют на 24 часа - время, необходимое для отверждения закрепляющего состава. Водоизоляционный экран обладает повышенной изолирующей способностью за счет повышения вязкости и стабильности обратной эмульсии, а также закрепляющего состава, который может противостоять перепадам давлений, существующих в системе пласт-скважина.

Пример приготовления обратной эмульсии. В емкость объемом один литр наливают 450 мл товарной девонской нефти, добавляют 20 мл кремнийорганического тампонажного состава «Силор НЧ» и перемешивают с помощью механической мешалки при 300 об/мин в течение 5 мин. Далее в полученный раствор постепенно добавляют 530 мл минерализованной воды хлор-кальциевого типа плотностью 1180 кг/м³ и перемешивают со скоростью 700 об/мин в течение 15 мин. Условная вязкость полученной эмульсии, замеренная на воронке ВБР-1, составляет 270 с, при добавлении к эмульсии суспензии глины и перемешивании в течение 5 мин вязкость увеличивается до 400 с. В таблице 1 представлено изменение условной вязкости обратной эмульсии от количества добавленной в нее воды и суспензии глины.

Таблица 1 Состав обратной эмульсии, мл Условная вязкость, с Товарная нефть «Силор НЧ» Вода плотностью 1000-1200 кг/м³ Эмульсия Эмульсия + суспензия глины в соотношении 1:0,5 450 20 530 270 400 300 30 670 600* 850** 300 30 970 нетекучая нетекучая Примечание: * Электрическая стабильность составляет 140 В. ** Электрическая стабильность составляет 160 В.

Из таблицы 1 также видно, что при добавлении в обратную эмульсию с условной вязкостью 600 с суспензии глины вязкость увеличивается до 850 с. Электрическая стабильность эмульсии, измеренная на приборе ИГЭР-1 согласно ТУ 39-156-76, увеличивается со 140 до 160 В. За счет большой вязкости смеси из обратной эмульсии и суспензии глины, а также ее стабильности водоизолирующая способность предлагаемого способа выше, чем у ближайшего аналога, что доказывают и результаты модельных испытаний.

Испытания водоизолирующей способности предлагаемого способа проводили на моделях пласта длиной 120 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных молотым известняком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль их расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивают суспензию глины, обратную эмульсию и компоненты закрепляющего тампонажного состава. Количество всей закачанной жидкости (суспензии глины, обратной эмульсии и закрепляющего состава) равно поровому объему модели пласта. Модель оставляют на 24 ч с целью структурирования эмульсии и отверждения закрепляющего состава, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.

Результаты исследования водоизолирующей способности составов по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога представлены в таблице 2.

Таблица 2 Содержание компонентов Коэффициент изоляции через 2 сут, % Коэффициент изоляции через 6 мес, % Коэффициент изоляции через 1 год, % Обратная эмульсия, объемных % Закрепляющий состав, объемных % По заявляемому способу «Силор НЧ» Нефть Вода «Силор НЧ» 10%-ный p-p NaOH 2 45 53 85 15 100 96 88 3 30 67 80 20 100 98 91 По наиболее близкому аналогу Коэффициент изоляции через 2 сут Коэффициент изоляции через 6 мес, % Коэффициент изоляции через 1 год, % Силор Нефть Вода Силор 8%-ный раствор HCl 4 76 20 90 10       4 76 20 90 10 100 98 75

Из представленных результатов видно, что коэффициент изоляции по предложенному способу через 24 ч составил 100%, через 6 мес 96-98% и через 1 год - 88-91%, а у наиболее близкого аналога соответственно 100, 98 и 75%.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - увеличение эффективности изоляционных работ за счет улучшения изолирующих свойств эмульсии и продолжительности эффекта, что позволяет увеличить межремонтный период работы скважины и сэкономить материальные средства на повторный ремонт. Закрепляющий состав не вызывает коррозию металла НКТ и эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Способ ограничения водопритока в скважине включает последовательную закачку в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации. До обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии, в качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют Силор НЧ, причем для обратной эмульсии в количестве 1-10% от объема углеводородной дисперсионной среды, а для закрепляющего состава - с добавлением 10%-ного водного раствора гидроксида натрия при следующих соотношениях компонентов, об.%: кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» 80-90; 10%-ный водный раствор гидроксида натрия 20-10. Технический результат - увеличение эффективности изоляционных работ, продолжительность эффекта, увеличение межремонтного периода работы, исключение коррозии металла НКТ и эксплуатационной колонны. 2 табл.

Способ изоляции водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации, отличающийся тем, что до обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии, в качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют Силор НЧ, причем для обратной эмульсии в количестве 1-10% от объема углеводородной дисперсионной среды, а для закрепляющего состава - с добавлением 10%-ного водного раствора гидроксида натрия при следующих соотношениях компонентов, об.%:
кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» 80-90 10%-ный водный раствор гидроксида натрия 20-10