RU2418153C1 - Способ ограничения водопритока в скважине - Google Patents
Способ ограничения водопритока в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2418153C1 RU2418153C1 RU2010100624/03A RU2010100624A RU2418153C1 RU 2418153 C1 RU2418153 C1 RU 2418153C1 RU 2010100624/03 A RU2010100624/03 A RU 2010100624/03A RU 2010100624 A RU2010100624 A RU 2010100624A RU 2418153 C1 RU2418153 C1 RU 2418153C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- water
- silor
- composition
- organic silicone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
Claims (1)
- 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
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100624/03A RU2418153C1 (ru) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Способ ограничения водопритока в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010100624/03A RU2418153C1 (ru) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Способ ограничения водопритока в скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2418153C1 true RU2418153C1 (ru) | 2011-05-10 |
Family
ID=44732704
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010100624/03A RU2418153C1 (ru) | 2010-01-11 | 2010-01-11 | Способ ограничения водопритока в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2418153C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2519138C1 (ru) * | 2013-02-19 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами |
-
2010
- 2010-01-11 RU RU2010100624/03A patent/RU2418153C1/ru active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2519138C1 (ru) * | 2013-02-19 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9670762B2 (en) | Fracturing tight subterranean formations with a cement composition | |
CA3030058C (en) | Cement slurries for well bores | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
RU2468187C1 (ru) | Основа отверждаемого тампонажного раствора | |
RU2447123C1 (ru) | Тампонажный материал для цементирования скважин с большим газовым фактором | |
RU2418153C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
RU2398955C1 (ru) | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора | |
RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2340761C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны скважины | |
RU2379474C2 (ru) | Способ изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений в скважине и аэрированный тампонажный раствор для его осуществления | |
RU2386658C1 (ru) | Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
RU2303048C1 (ru) | Облегченный тампонажный раствор | |
RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
RU2463436C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны | |
RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
RU2426863C1 (ru) | Способ изоляции притока воды в скважину | |
RU2382172C1 (ru) | Способ цементирования скважин | |
RU2398095C1 (ru) | Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами | |
RU2533997C1 (ru) | Способ цементирования зон водопритока скважин | |
CA3080956A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations | |
RU2610963C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
RU2496970C1 (ru) | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |