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 PDF

Info

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
Application number
RU2011151584/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Рамзис Рахимович Кадыров
Владимир Михайлович Акуляшин
Дильбархон Келамединовна Хасанова
Альфия Камилевна Сахапова
Сухроб Рустамович Хасанов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2011151584/03A priority Critical patent/RU2483093C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2483093C1 publication Critical patent/RU2483093C1/ru

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.
RU2011151584/03A 2011-12-16 2011-12-16 Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения RU2483093C1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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