RU2483093C1 - Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения - Google Patents
Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483093C1 RU2483093C1 RU2011151584/03A RU2011151584A RU2483093C1 RU 2483093 C1 RU2483093 C1 RU 2483093C1 RU 2011151584/03 A RU2011151584/03 A RU 2011151584/03A RU 2011151584 A RU2011151584 A RU 2011151584A RU 2483093 C1 RU2483093 C1 RU 2483093C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- well
- pumped
- praestol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине включает глинопорошок, полимер, древесную муку и воду, в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: глинопорошок - 100, полиакриламид Праестол 2540-0,10-0,20, древесная мука - 2,0-4,0, вода - 200-400. Способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине включает приготовление и закачку состава. Предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов.
Известен состав для блокирования водоносных пластов, включающий водорастворимый полимер, силикат натрия, регулятор гелеобразования, наполнитель и воду. В качестве водорастворимого полимера он содержит полиакриламид, наполнителя - древесную муку или опилки диаметром 0,1-3,0 мм, регулятора гелеобразования - соляную кислоту (Патент RU №2124634, МПК E21B 43/32, опубл. 10.01.1999 г.).
Недостатком состава является содержание в нем соляной кислоты, которая вызывает гелеобразование до закачки состава в скважину, что приводит к возникновению технологических трудностей при прокачке в скважину загущенных растворов.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является тампонажный состав для изоляции зон поглощения, который содержит глинопорошок, полиоксиэтилен, водонабухающий полимер АК-639, полые стекломикросферы, углещелочной реагент и воду (Патент RU №2328514, МПК C09K 8/467, опубл. 10.07.2008 г., бюл. №19). Состав готовят путем перемешивания всех компонентов и затворения полученной порошкообразной смеси водой.
Основным недостатком указанного состава является его высокая вязкость, из-за которой он остается вблизи ствола скважины, и с течением времени может вымываться из нее.
Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине за счет получения однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при контакте закачиваемых компонентов состава с водой в порах и трещинах поглощающего пласта, а также за счет применения закрепляющего состава с целью удержания предлагаемого состава в зоне поглощения.
Задача решается предлагаемым составом для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащим глинопорошок, полимер и воду.
Новым является то, что состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
глинопорошок | 100 |
полиакриламид Праестол 2540 | 0,10-0,20 |
древесная мука | 2,0-4,0 |
вода | 200-400. |
Задача также решается способом применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающим приготовление и закачку состава.
Новым является то, что предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава и способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии предложения критерию «изобретательский уровень».
Реагенты, используемые в предложении:
- глинопорошок марки ПБН по ТУ 39-0147001-105-93;
- полиакриламид Праестол 2540 по ТУ 2216-001-40910172-98;
- древесная мука по ГОСТ 16361-87;
- вода плотностью 1000 кг/м3;
- расширяющийся тампонажный состав или гельцементный раствор (ГЦР) по РД 153-39.0-525-07.
Сущность предложения заключается в следующем.
Эффект ограничения водопритока от применения предлагаемого состава в начальный период после закачки в зону поглощения достигается благодаря дисперсной структуре геля, образованного из предлагаемого состава в присутствии пластовых вод и состоящего из множества мелких частиц, за счет чего гель обладает высокой подвижностью и способностью проникать в поры и трещины. Из-за наличия большого объема межволоконных пространственных пустот, энергично впитывающих воду, древесная мука способна к набуханию, а в пористом пространстве поглощающих зон пласта в контакте с глинопорошком, полиакриламидом Праестол 2540 и поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурную систему, способную увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых интервалов коллектора. Благодаря тому что время набухания древесной муки сопоставимо с временем гелеобразования, полученная пространственно-сшитая сетка из макромолекул полиакриламида Праестол 2540 лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами.
Если при закачке состава не происходит рост давления (давление остается неизменным или понижается), то в изолируемый интервал закачивают гельцементный раствор, имеющий высокую вязкость и водоотдачу, способствующие закреплению состава в зоне поглощения. Если же давление при закачке состава повышается, то в изолируемый интервал закачивают расширяющийся тампонажный состав, который удерживает состав в зоне поглощения за счет объемного расширения и хорошей адгезии к породе, цементному камню и металлу обсадной колонны.
Приготовление и закачка состава в скважину.
В цементосмесительной машине перемешивают глинопорошок марки ПБН и воду плотностью 1000 кг/м3, полученную движущуюся глинистую суспензию подают в чанок цементировочного агрегата. В движущуюся глинистую суспензию при перемешивании порциями добавляют полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, полученный состав по насосно-компрессорным трубам (НКТ) закачивают в скважину (до и после состава закачивают 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 в качестве буферной жидкости), определяют давление закачки, далее закачивают гельцементный раствор или расширяющийся тампонажный состав.
Формирующаяся при структурировании состава тампонирующая масса имеет однородную прочную структуру, обладает химическим сродством и адгезией к породам, слагающим пласты. Оптимальные количества компонентов состава были определены в ходе лабораторных испытаний с учетом достижения структурирования водоизоляционной композиции во всем объеме при указанных условиях применения.
Испытание предлагаемого состава и способа его применения проводили в лабораторных условиях на моделях пласта с большой проницаемостью (10-15 мкм2), позволяющих моделировать закачку состава в пласт и вести непрерывный контроль расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта прокачивали воду, проводили замер ее расхода и определяли исходную проницаемость модели. Далее в модель последовательно закачивали предлагаемый состав и гельцементный раствор или расширяющийся тампонажный состав в зависимости от изменения давления при закачке. Модель оставляли на 24 ч с целью структурирования состава и отверждения гельцементного раствора или расширяющегося тампонажного состава, после чего прокачивали воду. По формуле Дарси определяли проницаемость и вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.
Результаты модельных испытаний представлены в табл.1, на основании которых было выбрано оптимальное соотношение компонентов состава.
Таблица 1 | |||||
Результаты модельных испытаний предлагаемого состава | |||||
№ п/п | Содержание состава, вес.ч. | Коэффициент изоляции составов через 24 ч, % | |||
Глинопорошок | Подиакриламид Праестол 2540 | Древесная мука | Вода | ||
1 | 100 | 0,08 | 1,5 | 180 | 85 |
2 | 100 | 0,1 | 2,0 | 200 | 100 |
3 | 100 | 0,15 | 3,0 | 300 | 100 |
4 | 100 | 0,20 | 4,0 | 400 | 100 |
5 | 100 | 0,22 | 4,5 | 430 | 88 |
Необходимый объем состава в зависимости от удельной приемистости скважины для ограничения водопритока определен по результатам опытно-промысловых испытаний на скважинах и представлен в табл.2.
Таблица 2 | |
Требуемый объем состава для проведения работ по ограничению водопритока | |
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) | Объем состава на скважину, м3 |
2-2,7 | 15-30 |
2,7-3,5 | 30-45 |
3,5 и более | 45 и более |
Примеры промышленного применения предлагаемого состава и способа его применения.
Пример 1. На глубине 575-577 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Нарушение принимало 864 м3/сут при давлении 0 атм. На глубине 540-545 м посадили пакер ПГРК-146. В цементосмесительной машине приготовили суспензию из 15 т глинопорошка ПБН (100 вес.ч.) и 35 т воды (233,3 вес.ч.) плотностью 1000 кг/м3. Суспензию глинопорошка в воде подавали в чанок цементировочного агрегата ЦА-320, куда порциями добавляли 25 кг полиакриламида Праестол 2540 (0,17 вес.ч.) и 300 кг древесной муки (2,0 вес.ч.).
В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) закачали 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости), 45 м3 предлагаемого состава, 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости). При продавливании состава давление не увеличилось, поэтому далее закачали гельцементный раствор (ГЦР) в объеме 20 м3 (20 т сухой смеси для приготовления ГЦР: цемент + глинопорошок) плотностью 1620~1840 кг/м3. Продавили состав и ГЦР в интервал негерметичности закачиванием в НКТ технологической воды плотностью 1160 кг/м3 и подняли НКТ на безопасную зону. Скважину оставили на 24 ч - время, необходимое для отверждения состава для изоляции водопритока.
После разбуривания цементного моста при испытании на герметичность под давлением 12 МПа и снижении уровня жидкости в скважине свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.
Пример 2. На глубине 78-88 м была обнаружена негерметичность 146 мм нагнетательной колонны. Нарушение принимало 380 м3/сут при давлении 40 атм. На глубине 100 м посадили пакер ПГРЗ-146. В цементосмесительной машине приготовили суспензию из 15 т глинопорошка ПБН (100 вес.ч.) и 35 т воды (233,3 вес.ч.) плотностью 1000 кг/м3. Суспензию глинопорошка в воде подавали в чанок цементировочного агрегата ЦА-320, куда порциями добавляли 30 кг полиакриламида Праестол 2540 (0,2 вес.ч.) и 300 кг древесной муки (2,0 вес.ч.).
В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) закачали последовательно 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости), 45 м3 предлагаемого состава, 0,2 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 (в качестве буферной жидкости). Давление при продавливании состава поднялось до 70 атм, поэтому далее закачали расширяющийся тампонажный состав в объеме 6,5 м3 (8 т цемента с добавлением алюминиевого порошка 0,2%) с плотностью 1820~1850 кг/м3. Продавили состав и расширяющийся тампонажный состав закачиванием по эксплуатационной колонне технологической воды плотностью 1000 кг/м3 и подняли НКТ на безопасную зону. Скважину оставили на 24 ч - время, необходимое для отверждения состава для изоляции водопритока. При исследовании эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине за счет получения однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при контакте закачиваемых компонентов состава с водой в порах и трещинах поглощающего пласта, а также за счет закрепления состава гельцементным раствором или расширяющимся тампонажным составом, что повышает качество ремонтных работ и увеличивает межремонтный период работы скважины.
Claims (2)
1. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащий глинопорошок, полимер и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
глинопорошок 100
полиакриламид Праестол 2540 0,10-0,20
древесная мука 2,0-4,0
вода 200-400
2. Способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий приготовление и закачку состава, отличающийся тем, что предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151584/03A RU2483093C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151584/03A RU2483093C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2483093C1 true RU2483093C1 (ru) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791893
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011151584/03A RU2483093C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2483093C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2634467C1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-10-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью ООО "ТаграС - РемСервис" | Способ ограничения водопритока в скважину |
RU2670298C1 (ru) * | 2017-05-23 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "СНК", ООО "СНК" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2030558C1 (ru) * | 1991-07-29 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав для изоляции зон поглощения бурового раствора |
RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
US20030104949A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-05 | Myers Kent R. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
RU2328514C1 (ru) * | 2006-09-26 | 2008-07-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Тампонажный состав для изоляции зон поглощения |
RU2349731C2 (ru) * | 2007-02-21 | 2009-03-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
RU2351631C1 (ru) * | 2007-08-13 | 2009-04-10 | Александр Илларионович Миков | Тампонажный состав |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151584/03A patent/RU2483093C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2030558C1 (ru) * | 1991-07-29 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав для изоляции зон поглощения бурового раствора |
RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
US20030104949A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-05 | Myers Kent R. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
RU2328514C1 (ru) * | 2006-09-26 | 2008-07-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Тампонажный состав для изоляции зон поглощения |
RU2349731C2 (ru) * | 2007-02-21 | 2009-03-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
RU2351631C1 (ru) * | 2007-08-13 | 2009-04-10 | Александр Илларионович Миков | Тампонажный состав |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2634467C1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-10-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью ООО "ТаграС - РемСервис" | Способ ограничения водопритока в скважину |
RU2670298C1 (ru) * | 2017-05-23 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "СНК", ООО "СНК" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
US9296939B2 (en) | Compositions for modifying rheological properties of cement systems | |
RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
CN1464173A (zh) | 适用于高温高盐油藏的改性栲胶凝胶堵水技术 | |
CN111690388A (zh) | 一种抗高温应急堵漏材料及其应用 | |
CN108841366A (zh) | 一种高温防漏失封堵剂及其制备方法和应用 | |
CN106167695B (zh) | 油田修井用化学堵剂 | |
RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CN103541683B (zh) | 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法 | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法,氰凝类堵漏剂 | |
CN105754565A (zh) | 一种有机微球与无机硅酸盐复配型稠油热采封窜剂及其制备方法 | |
RU2463436C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны | |
RU2360099C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
IVANOVA et al. | WATER PRODUCTION ISOLATION TECHNIQUES FOR OIL-WELLS WITH HIGH RESERVOIR TEMPERATURE. | |
RU2378490C1 (ru) | Способ изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине | |
RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
RU2431735C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2405927C1 (ru) | Способ ликвидации зон поглощения в скважине | |
RU2634467C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
SU1710698A1 (ru) | Способ изол ции вод в карбонатных или карбонизированных пластах |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |