СОСТАВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2013 года по МПК C09K8/50 E21B33/138 

Описание патента на изобретение RU2480503C1

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов.

Поступление подошвенной воды и вынос песка в скважину являются важными причинами снижения продуктивности газовых скважин. Накопление воды в призабойной зоне пласта (ПЗП) и стволе скважине может приводить к самозадавливанию скважин. Прорыв воды из нижележащих горизонтов происходит через наиболее проницаемые пропластки и участки пласта и сопровождается образованием водяного конуса.

Разрушение ПЗП с выносом песка приводит к образованию трудноудаляемых песчаных пробок в стволе скважины. Основная причина выноса песка из ПЗП заключается в действии расклинивающего давления смачивающей фазы (утолщение пленок воды на поверхности породы) и набуханием глинистых компонентов породы, и эти явления связаны с поступлением подошвенной воды и намоканием породы продуктивного пласта.

Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах, включающий закачку в призабойную часть суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости (Патент РФ №2188930, 2002).

Недостатком указанного способа является сложность в осуществлении и недостаточная эффективность.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного цементного раствора, а после закачки аэрированного цементного раствора в призабойную зону закачивают предгоны фторсиликоновой жидкости (Авторское свидетельство СССР №939739, 1982).

Недостатком этого способа является повышенная обводненность газовых скважин и недостаточная эффективность процесса изоляции водопритока в газовых скважинах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, включающий порционную закачку в пласт смеси жидких углеводородов, состоящей из отработанных нефтепродуктов с добавками поверхностно-активных веществ (патент РФ №22136877, 1999).

Недостатками этого способа являются низкие селективность и эффективность, т.к. закачиваемая жидкость недостаточно надежно изолирует скважину от поступления воды и не может быть легко удалена из газонасыщенных интервалов пласта.

Задачей изобретения является повышение степени водоизоляции в газовых скважинах.

Техническим результатом изобретения является уменьшение фазовой проницаемости пористой среды для воды.

Технический результат достигается использованием нового состава для селективной водоизоляции в газовом пласте, включающего жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, бентонитовый порошок, при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель, который включает не менее 80% компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта, причем состав имеет следующее содержание компонентов (мас.%):

Нефтенол АБР 1-10 Пленкообразующий гидрофобизатор 1-20 Бентонитовый порошок 1-10 Легколетучий углеводородный растворитель остальное

Легколетучий углеводородный растворитель выбирают из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата или их смесь, а пленкообразующий гидрофобизатор выбирают из группы, включающей мазут и вязкую нефть.

Указанные отличительные признаки существенны. Прискважинная зона пласта содержит значительное количество трещин, образовавшихся в породе коллектора в результате техногенного воздействия, фильтрации больших объемов флюидов и т.п. Поэтому водоизолирующий состав должен быть способен снижать (прекращать) фильтрацию воды не только через неизмененную пористую среду, а также и через трещины. В результате закачки состава в призабойную зону пласта произойдет снижение проницаемости для воды водонасыщенных пропластков вследствие уменьшения фазовой проницаемости пористой среды для воды за счет изменения смачиваемости породы и и насыщения пористой среды углеводородами, а также закупорки крупных пор и трещин частицами гидрофобизированной глины. В дальнейшем, после подтягивания воды, набухание глинистых частиц приводит к возникновению прочного тампона в крупных водопроводящих трещинах и каналах. Часть состава, поступивщая в газонасыщенные пропластки, легко вытесняется потоком газа. Оставшийся в газонасыщенной зоне состав быстро теряет растворитель при испарении в поток газа. При этом гидрофобизаторы отлагаются на поверхности породы, изменяя ее смачиваемость, а пленкообразующий гидрофобизатор образует несмываемую водой гидрофобную пленку. Образование гидрофобной пленки подавляет расклинивающее давление и улучшает адгезию частиц песка друг с другом. В последующем это замедлит поступление в газонасыщенные пропластки воды из нижележащих горизонтов и уменьшит вынос песка. Гидрофобизация породы подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в ПЗП, что способствует облегчению выноса воды из ПЗП и увеличивает проницаемость пласта для газа.

В качестве пленкообразующего гидрофобизатора может быть использован мазут или вязкая дегазированная нефть с вязкостью не менее 100 мПа·с при пластовой температуре месторождения.

Для приготовления состава может быть использован бентонитовый порошок марки «Бентокон» и аналогичные реагенты.

В качестве легколетучего углеводородного растворителя могут быть использованы: стабильный и нестабильный газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, нестабильный газовый бензин, петролейный эфир и другие аналогичные углеводородные растворители или их смеси. Необходимо, чтобы легколетучий растворитель содержал не менее 80% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе было ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Поэтому наиболее подходящими для применения предложенного состава являются метановые залежи.

Для приготовления состава наиболее подходят газовый конденсат и дистиллят газового конденсата, а также их смесь. Данные продукты имеются на промысле, и поэтому их использование уменьшает транспортные издержки, что особенно важно в условиях Крайнего Севера. Низкая температура замерзания Нефтенола АБР и органического растворителя позволяет проводить обработку в осенне-зимний период.

Состав готовится путем смешения компонентов. Закачивается состав в скважину через лифтовые или насосно-компрессорные трубы или с помощью колтюбинговой установки.

Изобретение иллюстрируют следующие примеры.

Пример 1

На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить не менее 20 м3 состава при содержании Нефтенола АБР - 1%, пленкообразующего гидрофобизатора - топочного мазута - 1% и бентонитового порошка марки «Бентокон» - 1%. В емкость помещают по 10 м3 смеси стабильного газового конденсата и дистиллята газового конденсата и смесь перемешивают. Данная смесь содержит 98% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Плотность полученного легколетучего растворителя составляет 728 кг/м3. Нефтенол АБР, глинопорошок и мазут (по 150 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 2

Для приготовления состава используют Нефтенол АБР - 5%, пленкообразующий гидрофобизатор - дегазированная нефть вязкостью 360 мПа*с - 5% и глинопорошок марки «Бентокон» - 5%. В емкость помещают 10 м3 стабильного газового конденсата плотностью 751 кг/м3, содержащего 80% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Необходимое количество глинопорошка, Нефтенола АБР и нефти (по 441,8 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 3

Для приготовления состава используют Нефтеноль АБР - 10%, пленкообразующий гидрофобизатор - дегазированная нефть вязкостью 360 мПа*с - 10% и глинопорошок марки «Бентокон» - 10%. В емкость помещают 10 м3 стабильного газового конденсата плотностью 747 кг/м3, содержащего 90% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Необходимое количество глинопорошка, Нефтенола АБР и нефти (по 1067 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 4

Состав готовят, как в примере 1, но пленкообразующий гидрофобизатор используют в количестве 20 мас.%.

Результаты эффективности применения состава приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1 Влияние составов на проницаемость пористых сред по газу Состав
По примеру №
Проницаемость по газу, мкм2 Водонасыщенность, % Степень восстановления проницаемости, %
абсолютная с погребенной водой до воздействия после воздействия 1 1,57 1,37 21,5 5 95 2 1,56 1,38 20,6 6,1 94 3 1,56 1,39 18,3 6,8 93,5 4 1,59 1,35 22,4 4,9 97 По прототипу 1,54 1,41 11,9 8,6 73

Таблица 2 Влияние состава на степень водоизоляции Состав
По примеру №
Фактор сопротивления Степень водоизоляции, %
максимальный остаточный 1 1260 460 99,8 2 ИЗО 420 99,3 3 1090 410 98,9 4 1340 490 99,9 По прототипу 104 3,4 70,5

Результаты табл.1 показывают, что в отличие от прототипа предложенный состав в меньшей степени уменьшает проницаемость по газу пористых сред с остаточной водонасыщенностью.

Данные табл.2 показывают, что предложенный состав существенно превосходит по водоизолирующей способности состав по прототипу.

Предложенный состав обладает следующими характеристиками:

- способен значительно снижать проницаемость для воды не только обычных пористых сред, а также и трещин;

- при закачивании в призабойную зону пласта поступает в основном в водонасыщенную часть пласта (селективность при закачивании);

- уменьшает проницаемость по воде водонасыщенного интервала в 5-10 раз;

- не влияет или увеличивает проницаемость для газа газонасыщенных интервалов пласта;

- способствует удалению воды из газонасыщенных интервалов пласта.

Применение состава в 7-20 раз снижает скорость поступления воды в газовую скважину и увеличивает ее производительность на 5-20%. Наиболее подходящими объектами для внедрения предложенного состава являются газовые залежи сеноманского горизонта.

Похожие патенты RU2480503C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В ГАЗОВОМ ПЛАСТЕ 2009
  • Хлебников Вадим Николаевич
  • Андреев Олег Петрович
  • Салихов Зульфар Салихович
  • Зинченко Игорь Александрович
  • Корытников Роман Владимирович
  • Мазанов Сергей Владимирович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Дьяконов Александр Александрович
  • Хасматулин Амир Росимович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
RU2383576C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2009
  • Андреев Олег Петрович
  • Салихов Зульфар Салихович
  • Зинченко Игорь Александрович
  • Корытников Роман Владимирович
  • Мазанов Сергей Владимирович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Дьяконов Александр Александрович
  • Хасматулин Амир Росимович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Хлебников Вадим Николаевич
RU2405020C2
Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов 2020
  • Хлебников Вадим Николаевич
  • Винокуров Владимир Арнольдович
  • Зобов Павел Михайлович
  • Антонов Сергей Владимирович
  • Мишин Александр Сергеевич
RU2764512C1
СУХАЯ СМЕСЬ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СОСТАВА ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В ГАЗОВОМ ПЛАСТЕ 2016
  • Суковицын Владимир Александрович
  • Супрунов Виталий Александрович
  • Кукулинская Екатерина Юрьевна
  • Пушкарева Светлана Владимировна
  • Швец Любовь Викторовна
  • Гаранин Сергей Викторович
  • Сергиенко Евгений Алексеевич
  • Кузьмин Антон Борисович
  • Хадиев Данияр Нургаясович
  • Воропаев Дмитрий Юрьевич
  • Пономаренко Михаил Николаевич
RU2644447C2
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ БЕЗ ПОДЪЕМА ГЛУБИНОНАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 2016
  • Куликов Александр Николаевич
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Силин Михаил Александрович
  • Шидгинов Залим Асланович
  • Гаевой Евгений Геннадьевич
RU2612693C1
Способ ограничения притока воды в скважину 2022
  • Миннегалиев Раил Равилевич
  • Курбанов Ахмадали Джалилович
  • Минихаиров Ленар Илфатович
RU2791829C1
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ 1993
  • Шевченко Александр Константинович
RU2066744C1
СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ОБВОДНЯЮЩЕГОСЯ ПЛАСТА 2009
  • Шевченко Александр Константинович
  • Поликарпов Александр Джонович
  • Журавлев Сергей Романович
RU2393343C1
СЕЛЕКТИВНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2013
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Земляной Александр Александрович
  • Зозуля Григорий Павлович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Ваганов Юрий Владимирович
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
RU2529080C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА ИЛИ ГАЗОПРИТОКА ИЛИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ 2002
  • Дыбленко В.П.
  • Туфанов И.А.
  • Овсюков А.В.
  • Сулейманов Г.А.
RU2228437C2

Реферат патента 2013 года СОСТАВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов. Состав содержит гидрофобизатор Нефтенол АБР, пленкообразующий гидрофобизатор, бентонитовый порошок, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель, при следующем содержании компонентов (мас.%): нефтенол АБР 1-10, пленкообразующий гидрофобизатор 1-20, бентонитовый порошок 1-10, легколетучий углеводородный растворитель - остальное. Технический результат - повышение степени водоизоляции. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

Формула изобретения RU 2 480 503 C1

1. Состав для селективной водоизоляции в газовом пласте, включающий жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, отличающийся тем, что он дополнительно содержит бентонитовый порошок, при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель, который включает не менее 80% компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта, причем состав имеет следующее содержание компонентов, мас.%:
Нефтенол АБР 1-10 Пленкообразующий гидрофобизатор 1-20 Бентонитовый порошок 1-10 Легколетучий углеводородный растворитель остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что легколетучий углеводородный растворитель выбран из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата или их смесь.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что пленкообразующий гидрофобизатор выбран из группы, включающей мазут и вязкую нефть.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2013 года RU2480503C1

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2009
  • Андреев Олег Петрович
  • Салихов Зульфар Салихович
  • Зинченко Игорь Александрович
  • Корытников Роман Владимирович
  • Мазанов Сергей Владимирович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Дьяконов Александр Александрович
  • Хасматулин Амир Росимович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Хлебников Вадим Николаевич
RU2405020C2
БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ "ЖГ-ИЭР-Т" 2007
  • Хисметов Тофик Велиевич
  • Бернштейн Александр Михайлович
  • Гилаев Гани Гайсинович
  • Хасаев Рагим Ариф Оглы
  • Виноградов Евгений Владимирович
  • Силин Михаил Александрович
  • Гаевой Евгений Геннадьевич
  • Рудь Михаил Иванович
  • Магадова Любовь Абдуллаевна
  • Заворотный Виталий Леонидович
  • Ефимов Николай Николаевич
  • Заворотный Андрей Витальевич
  • Шишков Сергей Никитович
RU2357997C1
ЭМУЛЬГАТОР ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ 2001
  • Силин М.А.
  • Магадов Р.С.
  • Гаевой Е.Г.
  • Рудь М.И.
  • Заворотный В.Л.
  • Магадова Л.А.
  • Сидоренко Д.О.
  • Заворотный А.В.
RU2200056C2
RU 2004110674 A, 20.10.2005
GB 1521093 A, 09.08.1978.

RU 2 480 503 C1

Авторы

Ахмедсафин Сергей Каснулович

Мазанов Сергей Владимирович

Кирсанов Сергей Александрович

Дмитриев Василий Георгиевич

Рахимов Николай Васильевич

Хозяинов Владимир Николаевич

Даты

2013-04-27Публикация

2011-11-09Подача