RU2425957C1 - Способ изоляции водопритока в скважину - Google Patents
Способ изоляции водопритока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2425957C1 RU2425957C1 RU2010135386/03A RU2010135386A RU2425957C1 RU 2425957 C1 RU2425957 C1 RU 2425957C1 RU 2010135386/03 A RU2010135386/03 A RU 2010135386/03A RU 2010135386 A RU2010135386 A RU 2010135386A RU 2425957 C1 RU2425957 C1 RU 2425957C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- isolation
- water
- well
- gelling agent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010135386/03A RU2425957C1 (ru) | 2010-08-26 | 2010-08-26 | Способ изоляции водопритока в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010135386/03A RU2425957C1 (ru) | 2010-08-26 | 2010-08-26 | Способ изоляции водопритока в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2425957C1 true RU2425957C1 (ru) | 2011-08-10 |
Family
ID=44754599
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010135386/03A RU2425957C1 (ru) | 2010-08-26 | 2010-08-26 | Способ изоляции водопритока в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2425957C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519262C1 (ru) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
| RU2559233C1 (ru) * | 2014-04-24 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину |
| RU2798371C1 (ru) * | 2023-01-23 | 2023-06-21 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах |
-
2010
- 2010-08-26 RU RU2010135386/03A patent/RU2425957C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519262C1 (ru) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
| RU2559233C1 (ru) * | 2014-04-24 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину |
| RU2798371C1 (ru) * | 2023-01-23 | 2023-06-21 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11136489B2 (en) | Lime-based cement composition | |
| CN103965844B (zh) | 低密度微泡修井液 | |
| US10106719B2 (en) | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement | |
| US9670762B2 (en) | Fracturing tight subterranean formations with a cement composition | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| AU2015390249B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
| CN102434124A (zh) | 一种钻井用逐次复合法堵漏方法 | |
| CN104726078A (zh) | 一种凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
| US10196553B2 (en) | Aqueous suspensions of silica additives | |
| RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2116432C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн | |
| US10450494B2 (en) | Cement slurries for well bores | |
| US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
| RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
| CN104927830A (zh) | 防水锁压裂液及其制备方法 | |
| AU2012301442B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| CN104121000A (zh) | 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法 | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2533997C1 (ru) | Способ цементирования зон водопритока скважин | |
| RU2418153C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
| RU2320848C1 (ru) | Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2170333C1 (ru) | Способ ликвидации дефектов обсадных колонн |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170827 |