RU2325507C2 - Способ изоляции водопритока в скважину - Google Patents
Способ изоляции водопритока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2325507C2 RU2325507C2 RU2006100834/03A RU2006100834A RU2325507C2 RU 2325507 C2 RU2325507 C2 RU 2325507C2 RU 2006100834/03 A RU2006100834/03 A RU 2006100834/03A RU 2006100834 A RU2006100834 A RU 2006100834A RU 2325507 C2 RU2325507 C2 RU 2325507C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- leakage
- zone
- mixture
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважин от притока воды путем ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства. Технический результат - получение высокого и длительного изолирующего эффекта при проведении работ по ремонту скважин от притока воды. В способе изоляции водопритока в скважину при нарушении герметичности эксплуатационных колонн, включающем закачку в зону негерметичности тампонажной смеси, включающей формальдегидную смолу и отвердитель - кислоту с предварительной очисткой этой зоны путем закачки указанной кислоты, тампонажная смесь содержит дополнительно гидролизный гипс, а закачку указанной кислоты и тампонажной смеси проводят в непрерывном режиме при давлении выше давления разрыва данного пласта, с последующим отверждением тампонажной смеси без снижения давления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважин от притока воды и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства.
Известен способ изоляции притоков пластовых вод и закрепления грунта путем закачки в пласт мочевиноформальдегидной смолы с добавления к ней в качестве отвердителя - электролитов (а.с. 112626, класс 5А,41, 1958 г.). К недостаткам способа относятся низкие прочностные характеристики полученного на основе формальдегидной смолы отвержденного состава.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритоков в скважину путем закачки изолирующего и структурообразующего составов на основе соответственно смеси формальдегидных смол и кислот с наполнителями и с предварительной очисткой зоны негерметичности путем закачки комплексообразующих составов (патент РФ 2042783, Е21В 33/138, бюл. 24, 1995 г.). К недостаткам способа относится относительно низкий изоляционный эффект зон негерметичности в призабойной зоне пласта за счет того, что изоляции подвергаются только внутренние (открытые) зоны негерметичности, а во внешние (закрытые) зоны изолирующей состав не проникает.
Целью изобретения является получение более высокого и длительного по сравнению с известными составами изолирующего эффекта при проведении работ по ремонту скважин от притока воды и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства.
Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции водопритока в скважину, включающем закачку в водонасыщенную зону пласта смеси формальдегидной смолы и отвердителя с предварительной очисткой зоны негерметичности, процесс очистки осуществляют путем закачки в зону негерметичности отвердителя, закачку реагентов проводят в непрерывном режиме при давлении выше давления разрыва данного пласта, при этом в смесь формальдегидной смолы и отвердителя дополнительно вводят гипс гидролизный при соотношении компонентов, %:
отвердитель | 10-15 |
гипс гидролизный | 4,5-10, |
смола формальдегидная | остальное, |
а последующее отверждение тампонирующей смеси осуществляют без снижения давления, причем в качестве отвердителя используют вещества, способные как отверждать тампонирующую смесь, так и образовывать с породой пласта растворимые соли (например соляная кислота, серная кислота, фосфорная кислота, плавиковая кислота, щавелевая кислота, толуолсульфокислота или их смеси), а выше и ниже зоны негерметичности в скважине устанавливают разбуриваемые одноразовые пакеры.
Известно, что в результате многолетней эксплуатации нефтяных скважин происходит потеря герметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства. Например, в ОАО «Татнефть» таких скважин более 10%. В результате этого возможен как приток пластовой воды в скважину, так и попадание скважинной жидкости в водонососные пласты, используемые для снабжения населения питьевой водой. В результате этого экологическая обстановка нефтедобывающих районов ухудшается.
Для ликвидации таких негерметичностей применяют различные материалы, в том числе и формальдегидные смолы. Анализ применения формальдегидных смол для ликвидации негерметичности показывает, что ряд технических вопросов при этом решается недостаточно.
Как правило, зоны негерметичности включают в себя 2 вида: внутренние (обычно открытые для закачки) и внешние (закрытые). При применении известных способов изоляции тампонируются только внутренние (открытые) зоны. По предлагаемому способу вначале проводят подготовку (очистку) зон негерметичности заколонного пространства. Для этого предварительно в зону негерметичности при давлении выше давления разрыва данного пласта, в котором находится зона негерметичности, закачивают отвердитель, причем отвердитель подбирают из веществ, образующих с компонентами пласта растворимые соли. При этом достигаются 2 эффекта:
- становятся доступными для закачки тампонирующих материалов ранее закрытые внешние зоны;
- после закачки увеличивается адгезия породы к тампонирующей смеси за счет подготовки породы путем предварительного контакта ее с отвердителем.
Как показал промысловый опыт при ликвидации нарушений негерметичности с применением формальдегидных смол, часто ожидаемый эффект не достигается вследствие перепадов давления режимов закачки и режимов отверждение смолы. Происходит это вследствие того, что применяющиеся при этом стандартные пакеры многократного действия не соответствуют условиям проведения ремонта. Снятие их с места посадки до отверждения тампонирующей смеси приводит к снижению качества изоляции Известно, что эффективность водоизоляционных работ существенно возрастает при формировании изолирующих экранов под избыточным давлением, когда процессы задавливания смеси за эксплуатационную колонну и отверждения материала следуют друг за другом без промежуточных операций (см. «Нефтяное хозяйство №9, 1980 г., с.23-26). Поэтому наиболее перспективными являются методы, основанные на использования пакеров разового воздействия с последующим разбуриванием. В предлагаемом способе зона негерметичности при проведении работ и отверждении смеси отсекается одноразовыми разбуриваемыми пакерами, что создает оптимальные условия для эффективности работ.
В предлагаемом способе в тампонирующую смесь на основе формальдегидной смолы и отвердителя добавляют гипс гидролизный. Согласно ТУ 06024-11-04-00 гипс гидролизный получают как отход производства при гидролизе щепы и опила. В состав гипса входят лигнин технический (20-30%), двуокись кремния (до 10%), непрогидролизованная целлюлоза, минеральные вещества. Отверждение состава на основе формальдегидных смол происходит за счет реакции поликонденсации непосредственно в скважинных условиях. Добавки диспергированных частиц гипса гидролизного активируют формальдегидное связующее, повышая его адгезионную способность, что соответственно обеспечивает значительные силы сцепления на контакте отвержденная смола - труба и смола - порода. Величины этих сил превышают силы взаимного сдвига слоев, возникающих при нагружении трубы внешним давлением. Кроме того, в результате взаимодействия лигносульфонатов, содержащихся в гидролизном гипсе, с формальдегидными группами образуются смололигносульфонатные комплексы с включенными в них частицами древесных опилок и частиц кремния. Это приводит к предотвращению усадки. Таким образом, присутствие гипса гидролизного в тампонирующей смеси способствует более высокой адгезии к породе пласта, регулированию времени потери текучести и увеличению прочностных свойств тампонирующего состава.
Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Для определения оптимального содержания гипса гидролизного в смеси формальдегидной смолы и отвердителя был проведен ряд лабораторных опытов. Оптимальное содержание гипса определяли по совокупности трех параметров: вязкости начальной смеси, времени начала отверждения смеси и давлении отрыва отвержденного тампонирующего состава от металлической поверхности. Для этого на металлическую пластину наносили смесь формальдегидной смолы с отвердителем (10%) с переменным количеством гипса гидролизного. В качестве формальдегидной смолы использовали Арзамит-5 (ТУ 2257-001-58948815-2003), в качестве отвердителя - 12% соляную кислоту. Давление отрыва от металлической пластины определяли адгезиометром "Константа А". Результаты опытов приведены в табл.1
Содержание гипса гидролизного в смеси, % | Вязкость смеси, мПа·с | Время начала отверждения, час | Давление отрыва, МПа |
0 | 95 | 2,5 | 3,9 |
4,5 | 14 | 3,6 | 4,4 |
7,5 | 210 | 5,0 | 4,6 |
10 | 250 | 6,5 | 4,7 |
12 | 300 | 8,0 | 4,7 |
Таким образом установлено, что оптимальное содержание гипса гидролизного в тампонажной смеси на основе формальдегидной смолы и отвердителя составляет 4,5-10%, т.к. при меньшем количестве снижается адгезия к металлу, а при большем, с увеличением начальной вязкости состава более чем в 3 раза адгезия не повышается.
На основании изменения вышеуказанных параметров было также проведено определение оптимального содержания отвердителя в тампонирующей смеси при применении различных отвердителей: соляная кислота(СК), толуолсульфокислота (ТСК) и их смесь (СМ). При этом содержание гипса гидролизного поддерживалось на уровне 8%. Результаты приведены в таблице 2
Наименование отвердителя, содержание его в тампонирующей смеси, % | Вязкость смеси, мПа·с | Время начала отверждения, час | Давление отрыва, Мпа |
СК 7 | 210 | 5,5 | 4,4 |
СК 10 | 200 | 4,0 | 4,6 |
СК 15 | 180 | 3,5 | 4,6 |
СК 20 | 165 | 2,1 | 4,7 |
ТСК 7 | 218 | 4,3 | 4,45 |
ТСК 10 | 210 | 4,8 | 4,6 |
ТСК 15 | 195 | 3,8 | 4,6 |
ТСК 20 | 185 | 2,5 | 4,6 |
СМ 7 | 215 | 4,9 | 4,4 |
СМ 10 | 208 | 4,4 | 4,6 |
СМ 15 | 190 | 3,7 | 4,7 |
СМ 20 | 170 | 2,3 | 4,7 |
Таким образом установлено, что оптимальная концентрация отвердителя в тампонажной смеси составляет 10-15%, т.к. при меньшем количестве снижается адгезия к металлу, а при большем, с резким снижением времени начала отверждения тампонирующего состава адгезия не повышается.
Были проведены также сравнительные испытания известного и предлагаемого способов. Испытания проводили на насыпных линейных моделях, т.е. моделях, в которые набивали пористый материал - кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта. Песок набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта.
Характеристики модели пласта
общая длина, см | 100 |
диаметр, см | 9,3 |
проницаемость, мкм2 | 0,73-2,3 |
Согласно предлагаемому способу в обводненную модель при давлении выше давления разрыва модели пласта (более 10 МПа/м) последовательно без снижения давления нагнетали отвердитель (12% раствор соляной кислоты) и тампонажную смесь на основе отвердителя, формальдегидной смолы и гипса гидролизного (соответственно 12%, 80%, 8%). Далее для создания режима отверждения тампонирующего состава под давлением закрывали вход и выход модели и оставляли модель на выдержку в течение 48 часов. Затем измеряли давление прорыва модели пласта.
При проведении лабораторного эксперимента с применением известного способа в обводненную модель пласта без превышения давления последовательно закачивали 12% соляную кислоту (очистка изолируемой зоны пласта), смесь формальдегидной смолы (Арзамит-5) и отвердителя. Далее отверждение смеси проводили при открытой входной задвижке.
В результате экспериментов установлено, что давление прорыва по известному способу составляет 16,7 МПа/м, а по предлагаемому - 21,2 МПа/м, т.е. на 26% больше.
Способ в промысловых условиях осуществли следующим образом. На основании комплекса промыслово-геофизических исследований в соответствии с РД 39-1-1190-84 «Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин» выявили зону нарушения эксплуатационной колонны на глубине 320 метров. Ниже и выше зоны нарушения спустили разбуриваемые пакеры ПР-К и произвели распакеровку. При давлении выше давления разрыва пласта (10 МПа) закачали раствор отвердителя ТСК, а затем необходимое для изоляции зоны нарушения количество тампонажной смеси в составе гипс гидролизный - 5%, ТСК - 10%, фенолформальдегидная смола - 85% и продавили ее водой. Подняли колонну НКТ, скважину оставили на время отвердевания тампонирующей смеси (48 часов), после чего разбурили пакеры из отвержденной тампонирующей смеси и промыли ствол скважины.
Известно, что давление разрыва кольцевого пространства определяется по формуле
Р - 2 SG/D,
где S - толщина кольцевого пространства;
D - диаметр;
G - прочностная характеристика, зависящая от материала кольца и степени адгезии его к породе пласта и металлу.
В предлагаемом способе увеличение давления разрыва будет достигаться как увеличением толщины кольцевого пространства за счет предварительной закачки в зону негерметичности при давлении выше давления разрыва пласта веществ, образующих с породой пласт растворимых солей, так и увеличением прочностной характеристики материала за счет того, что отверждение тампонирующей смеси с новым эффективным наполнителем осуществляют без снижения давления.
Таким образом, при применении предлагаемого способа проявляется сверхсуммарный (синергетический) эффект, который заключается в том, что в результате закачки компонентов при давлении выше давления разрыва пласта, отверждении состава без снижения давления и добавления в тампонирующую смесь дешевых и доступных веществ - отходов производства - увеличивается прочность, адгезия тампонирующей смеси и соответственно на 26% увеличивается по сравнению с известным способом давление прорыва модели пласта. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «изобретательский уровень».
Заявляемый способ изоляции водопритока в скважину в литературе не описан, что позволяет сделать сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «новизна».
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения, может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в получение более высокого и длительного по сравнению с известными способами изолирующего эффекта при проведении работ по ремонту скважин от притока воды и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «промышленная применимость».
Claims (3)
1. Способ изоляции водопритока в скважину при нарушении герметичности эксплуатационных колонн, включающий закачку в зону негерметичности тампонажной смеси, включающей формальдегидную смолу и отвердитель-кислоту, с предварительной очисткой этой зоны путем закачки указанной кислоты, отличающийся тем, что тампонажная смесь содержит дополнительно гидролизный гипс, а закачку указанной кислоты и тампонажной смеси проводят в непрерывном режиме при давлении, выше давления разрыва данного пласта, с последующим отверждением тампонажной смеси без снижения давления.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве указанной кислоты используют соляную кислоту, серную кислоту, фосфорную кислоту, плавиковую кислоту, щавелевую кислоту, толуолсульфокислоту или их смеси.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выше и ниже зоны негерметичности в скважине устанавливают разбуриваемые одноразовые пакеры.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006100834/03A RU2325507C2 (ru) | 2006-01-10 | 2006-01-10 | Способ изоляции водопритока в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006100834/03A RU2325507C2 (ru) | 2006-01-10 | 2006-01-10 | Способ изоляции водопритока в скважину |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006100834A RU2006100834A (ru) | 2007-07-20 |
RU2325507C2 true RU2325507C2 (ru) | 2008-05-27 |
Family
ID=38430880
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006100834/03A RU2325507C2 (ru) | 2006-01-10 | 2006-01-10 | Способ изоляции водопритока в скважину |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2325507C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2785984C1 (ru) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
-
2006
- 2006-01-10 RU RU2006100834/03A patent/RU2325507C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2785984C1 (ru) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006100834A (ru) | 2007-07-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20160341022A1 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
WO2018125656A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2230178C2 (ru) | Способ уплотнения скважины и состав для уплотнения скважины | |
RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
RU2323325C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
RU2325507C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2483193C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах | |
RU2209297C2 (ru) | Состав для изоляции водопритоков в скважине | |
US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2484234C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
SU1027366A1 (ru) | Способ перевода скважины на эксплуатацию ниже или вышележащего нефт ного пласта | |
RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
RU2392418C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
AU2017386385A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation | |
WO2018125657A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
AU2017386375A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2506408C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130111 |