СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ Российский патент 2011 года по МПК E21B33/138 C09K8/467 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине.

Известен способ изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений в скважине, в котором осуществляют закачку цементного тампонажного раствора, затем - полимерного состава, при этом в качестве цементного тампонажного раствора используют аэрированный раствор, содержащий базовую основу состава, мас.ч.: портландцемент 85-100, алюмосиликатные микросферы до 15, пенообразователь - анионное ПАВ на основе смоляных и нафтеновых кислот 0,1-0,3, ускоритель сроков схватывания 4,0-7,0, вода 50-60 и дополнительно газообразный агент в количестве, обеспечивающем плотность указанного раствора 800-1000 кг/м³, а в качестве полимерного состава используют полимерцементную пасту, полученную смешением композиций I и II определенного состава (Патент РФ №2379474, опубл. 20.01.2010).

Известный способ не создает надежного изоляционного экрана, т.к. аэрированию, а следовательно, ослаблению подвергают наиболее прочный цементный материал. Применение высокодисперсных алюмосиликатных микросфер ограничивает применение способа зонами с порами, большими, чем размер микросфер.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в нее гидрофобно-эмульсионного раствора, затем вязкоупругой пены, затем цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента. Вязкоупругую пену готовят на поверхности при следующем соотношении компонентов, мас.%: полимер 0,5-5, сшиватель 0,1-3, вспениватель 0,2-5, водная фаза 87-99,2. Гидрофобно-эмульсионный раствор имеет состав, мас.%: нефть 30-50, водная фаза 40-68, эмульгатор 2-10. Могут использовать различные виды полимеров, сшивателей, вспенивателей, водной фазы. Для приготовления пены кратностью 0,2-5 при вспенивании применяют газообразные агенты (Патент РФ №2322569, опубл. 20.04.2008 - прототип).

Недостатком известного способа является опасность схватывания раствора при закачке, т.к. сшиватель вводят при приготовлении состава. Кроме того, твердеющий вспененный состав резко теряет упругость за счет отверждения полимера, что снижает эффект от изоляции негерметичности и ликвидации заколонных перетоков в обсаженных скважинах.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляционных работ.

Задача решается тем, что в способе изоляции водопритока в скважину, включающем закачку по колонне насосно-компрессорных труб в интервал водопритока аэрированного состава для изоляции и цементного раствора, технологическую выдержку и освоение скважины, согласно изобретению в качестве состава для изоляции используют состав, включающий (мас.%): 4-20 силиката натрия с силикатным модулем 2,6-5,0, 0,05-0,3 водорастворимого полимера, пресная вода - остальное, в качестве гелеобразователя используют 10-15%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 0,5-5,0% от объема состава для изоляции, раствор соляной кислоты закачивают отдельно после закачки состава для изоляции, закачку ведут циклами, в первые от 1 до 3 циклов используют газированные воздухом или азотом состав для изоляции и гелеобразователь, в последующих циклах используют негазированные состав для изоляции и гелеобразователь.

Сущность изобретения

При водоизоляционных работах в скважине используют вспененные, аэрированные растворы, позволяющие снизить усадку изолирующего материала, закачать изолирующий материал в труднодоступные зоны. Такие растворы содержат в своем составе гелеобразователь. Однако введение гелеобразователя в состав изолирующего материала приводит к опасности преждевременного увеличения вязкости композиции при закачке. Воздействие гелеобразователя, начинающееся при введении в состав композиции, может привести к тому, что гель водоизолирующего вспененного состава начнет образовываться при закачке композиции в пласт в колонне насосно-компрессорных труб, что вызывает потерю прокачиваемости состава и невозможность дальнейшей реализации технологии. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляционных работ за счет порционно-последовательной закачки газированных и негазированных силикат-полимерной композиции и гелеобразователя. Задача решается следующим образом.

При изоляции водопритока проводят закачку по колонне насосно-компрессорных труб в интервал водопритока газированного и негазированного состава для изоляции и цементного раствора, технологическую выдержку и освоение скважины. В качестве состава для изоляции используют состав, включающий (мас.%): 4-20 силиката натрия (жидкого стекла) с силикатным модулем 2,6-5,0; 0,05-0,3; водорастворимого полимера, пресная вода - остальное, а в качестве гелеобразователя используют 10-15%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 0,5-5,0% от объема состава для изоляции, раствор соляной кислоты закачивают отдельно после закачки состава для изоляции, закачку ведут циклами, в первые от 1 до 3 циклов используют газированные воздухом или азотом состав для изоляции и гелеобразователь, в последующих циклах используют негазированные состав для изоляции и гелеобразователь.

Газирование проводят подачей в нагнетательную линию воздуха или азота от компрессора с расходом от 5 нормальных (н.) м³/мин до 9 н. м³/мин. Подача водоизолирующей композиции при закачке составляет от 0,6 до 18 л/с.

Между объемами состава для изоляции и гелеобразователя закачивают буферную жидкость - пресную воду.

Работы по изоляции проводят в следующей последовательности.

Обвязывают устье скважины на прямую промывку. Спрессовывают нагнетательные линии на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление (давление опрессовки, например, 25 МПа).

Определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой по колонне насосно-компрессорных труб минерализованной воды плотностью 1,16-1,18 г/см³.

Приготавливают и закачивают в скважину по колонне насосно-компрессорных труб состав для изоляции, состоящий из низкомодульного жидкого стекла товарной концентрации, раствор соляной кислоты, пресной воды и водорастворимого полимера. Закачку проводят 4 циклами по следующей технологической схеме.

1 цикл. Готовят состав для изоляции. Для этого в мерник цементировочного агрегата ЦА-320М набирают объем жидкого стекла, объем пресной воды и производят круговую циркуляцию «на себя» в течение 10 минут. При циркуляции в раствор добавляют объем водорастворимого полимера.

Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке и непосаженном пакере разделительный буфер - объем воды, закачивают приготовленный в мернике состав для изоляции, одновременно включают в работу компрессор и подают азот в нагнетательную линию. Контролируют объем жидкости, выходящей из межтрубного пространства в тарированную автоцистерну, а также давление закачки по манометру компрессора. При наполнении тарированной автоцистерны жидкостью из межтрубного пространства до соответствующей отметки закачивают объем пресной воды. При выключенном компрессоре стравливают давление в нагнетательной линии, производят посадку пакера, закрывают межтрубную задвижку, продавливают в пласт газированный состав для изоляции, для чего подают в колонну насосно-компрессорных труб объем раствора соляной кислоты с одновременной подачей азота компрессором, продавливают газированный состав для изоляции в пласт объемом минерализованной воды.

Цикл 2. Выполняют, как и 1 цикл, но пакер при этом не срывают.

Цикл 3. Выполняют, как и 2 цикл.

Цикл 4. Выполняют, как и 3 цикл, но без подачи азота компрессором.

Дополнительно дозакрепляют изолирующую композицию цементным раствором.

Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку.

Осваивают скважину, например, свабированием, насосом, закачкой азота.

Порционно-последовательная закачка газированных состава для изоляции и гелеобразователя способствует созданию в пластовых условиях упругого и объемного водоизолирующего экрана.

Закачка после газированного состава негазированного позволяет создать в призабойной зоне в области наибольшего градиента давления более прочный участок водоизолирующего экрана.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. В нефтедобывающей скважине выполняют работы по ограничению притока в скважину подошвенных вод. Основные геолого-технические данные по скважине: интервал перфорации находится на глубине 2059-2063 м, дебит жидкости 7 м³/сут, обводненность 99%, плотность попутно добываемой воды 1,19 г/см³, искусственный забой - 2105 м, текущий забой - 2097,8 м, диаметр эксплуатационной колонны 168 м, пластовое давление 20 МПа.

Работы по изоляции проводят в следующей последовательности.

Обвязывают устье скважины на прямую промывку. Спрессовывают нагнетательные линии на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление (давление опрессовки 25 МПа).

Определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой по колонне насосно-компрессорных труб минерализованной воды плотностью 1,16-1,18 г/см³.

Приготавливают и закачивают в скважину по колонне насосно-компрессорных труб состав для изоляции. Закачку состава проводят 4 циклами по следующей технологической схеме.

1 цикл. Готовят состав для изоляции, состоящий из (мас.%): 4 силиката натрия с силикатным модулем 2,6, 0,05 водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозы, пресной воды - остальное. Объем приготовленного состава составляет 5,7 м³. В качестве гелеобразователя используют 10%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 0,5% от объема состава для изоляции.

Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб при открытой межтрубной задвижке и непосаженном пакере разделительный буфер 0,3 м³ воды, закачивают приготовленный в мернике состав для изоляции в объеме 5,7 м³ с подачей на агрегате 2 л/с, одновременно включают в работу компрессор и подают азот в нагнетательную линию с расходом 8 н. м³/мин. Контролируют объем жидкости, выходящей из межтрубного пространства в тарированную автоцистерну, а также давление закачки по манометру компрессора. При наполнении тарированной автоцистерны жидкостью из межтрубного пространства до отметки 6,05 м³ закачивают 0,1 м³ пресной воды. При выключенном компрессоре стравливают давление в нагнетательной линии, производят посадку пакера, закрывают межтрубную задвижку, продавливают в пласт газированный состав для изоляции, для чего подают в колонну насосно-компрессорных труб 0,3 м³ раствора соляной кислоты 12% концентрации с одновременной подачей азота компрессором, продавливают газированные жидкости в пласт 6,3 м³ минерализованной воды.

Цикл 2. Выполняют, как и 1 цикл, но пакер при этом не срывают.

Циклы 3 и 4. Выполняют, как и 2 цикл, но без подачи азота компрессором.

Дополнительно дозакрепляют изолирующую композицию цементным раствором в объеме 3,2 м³(4 т).

Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов.

Осваивают скважину свабированием.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В качестве водоизолирующей композиции используют состав, включающий (мас.%): 12 силиката натрия с силикатным модулем 3,8; 0,2 водорастворимого полимера - полиакриламида, пресная вода - остальное. В качестве гелеобразователя используют 12%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 2,6% от объема водоизолирующей композиции.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В качестве водоизолирующей композиции используют состав, включающий (мас.%): 20 силиката натрия с силикатным модулем 5,0; 0,3 водорастворимого полимера - гидролизованного полиакрилонитрила; пресная вода - остальное, в качестве гелеобразователя используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 5,0% от объема водоизолирующей композиции.

Обводненность добываемой продукции после ремонта согласно примерам 1-3 снизилась с 99 до 70%. Использование технологии по прототипу в аналогичных условиях приводит к снижению обводненности лишь на 4-5%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности работ по ограничению водопритока в скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине. Технический результат - повышение эффективности изоляционных работ. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку по колонне насосно-компрессорных труб в интервал водопритока состава для изоляции, гелеобразователя и цементного раствора, технологическую выдержку и освоение скважины. Состав для изоляции включает, мас.%: силикат натрия с силикатным модулем 2,6-5,0 4-20, водорастворимый полимер 0,05-0,3, пресная вода - остальное. В качестве гелеобразователя используют 10-15%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 0,5-5,0% от объема состава для изоляции. Гелеобразователь закачивают отдельно после закачки состава для изоляции, закачку ведут циклами. В первые от 1 до 3 циклов используют газированные воздухом или азотом состав для изоляции и гелеобразователь, в последующих циклах используют негазированные состав для изоляции и гелеобразователь, затем закачивают цементный раствор и осуществляют технологическую выдержку.

Способ изоляции водопритока в скважину, включающий закачку по колонне насосно-компрессорных труб в интервал водопритока аэрированного состава для изоляции и цементного раствора, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что в качестве состава для изоляции используют состав, включающий, мас.%: 4-20 силиката натрия с силикатным модулем 2,6-5,0, 0,05-0,3 водорастворимого полимера, пресная вода - остальное, в качестве гелеобразователя используют 10-15%-ный водный раствор соляной кислоты в количестве 0,5-5,0% от объема состава для изоляции, раствор соляной кислоты закачивают отдельно после закачки состава для изоляции, закачку ведут циклами, в первые от 1 до 3 циклов используют газированные воздухом или азотом состав для изоляции и гелеобразователь, в последующих циклах используют негазированный состав для изоляции и гелеобразователь.