RU2525079C1 - Способ ограничения водопритока в скважину - Google Patents

Способ ограничения водопритока в скважину Download PDF

Info

Publication number
RU2525079C1
RU2525079C1 RU2013123299/03A RU2013123299A RU2525079C1 RU 2525079 C1 RU2525079 C1 RU 2525079C1 RU 2013123299/03 A RU2013123299/03 A RU 2013123299/03A RU 2013123299 A RU2013123299 A RU 2013123299A RU 2525079 C1 RU2525079 C1 RU 2525079C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
solution
vol
liquid glass
polyacrylamide
regulator
Prior art date
Application number
RU2013123299/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Рамзис Рахимович Кадыров
Дильбархон Келамединовна Хасанова
Альфия Камилевна Сахапова
Александр Сергеевич Жиркеев
Антон Владимирович Патлай
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 RU2013123299/03A priority Critical patent/RU2525079C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2525079C1 publication Critical patent/RU2525079C1/ru

Links

Landscapes

  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину. Предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси. Затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, 20-50% об. жидкого стекла, 10-15% об. раствора полиакриламида DP9-8177, 40-65% об. регулятора гелеобразования. В качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30LF (полиалюминия хлорид). Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине.
Известен способ изоляции водопритока в скважину (пат. RU №2425957, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.08.2011 г., бюл. №22), который 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.
Недостатком известного способа является то, что он трудоемок и длителен в исполнении, так как закачка состава ведется в несколько циклов (минимум 4) и в первых от 1 до 3 циклов проводят газирование состава подачей в нагнетательную линию воздуха или азота от компрессора с расходом от 5 нормальных (н.) м3/мин до 9 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 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.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции водопритока в скважине (пат. RU №2419714, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.05.2011 г., бюл. №15), включающий закачку в требуемый интервал изоляции силиката натрия (жидкого стекла) и 5-15%-ного водного раствора кремнефтористого аммония. Закачку проводят последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды.
Недостатком известного способа является то, что при взаимодействии жидкого стекла и 5-15%-ного водного раствора кремнефтористого аммония образуется плотный мелкодисперсный осадок, который с течением времени вымывается из зоны изоляции, то есть приведенный в способе состав после 6 месяцев использования теряет изолирующие свойства, поэтому является недостаточно эффективным.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта.
Техническая задача решается способом ограничения водопритока в скважину, включающим смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину.
Новым является то, что предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси, затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, % об.:
жидкое стекло 20-50
0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 10-15
регулятор гелеобразования 40-65,
в качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30 LF.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат - более высокую изолирующую способность способа.
Реагенты, применяемые в заявляемом способе, представлены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование реагента Наименование ГОСТ или ТУ Концентрация или плотность
Внешний вид реагента
Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) ГОСТ 13078-81 Густая жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом Плотность 1360-1450 кг/м3
Кальций хлористый технический ГОСТ 450-77 Раствор желтовато-серого или зеленоватого цвета, прозрачный или с легкой мутью 10-20%-ный водный раствор
Полиалюминия хлорид POLYPACS-30 LF Протокол сертификационных испытаний ЗАО «ГИВ ПВ» №166/11 от 26.02.2011 г. Порошок светло-желтого цвета 10-20%-ный водный раствор
Полиакриламид DP9-8177 ТУ 2458-010-70896713-2006 Порошок от белого до кремового цвета 0,03-0,05%-ный водный раствор
Сущность изобретения заключается в том, что предварительно на скважине готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, для чего к расчетному количеству полиакриламида DP9-8177 добавляют расчетное количество воды плотностью 1000 кг/м3 и перемешивают до полного растворения. Полученный раствор полиакриламида DP9-8177 добавляют в жидкое стекло и перемешивают до образования однородной смеси. Через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают полученную смесь жидкого стекла с 0,03-0,05%-ным раствором полиакриламида DP9-8177 и регулятор гелеобразования. Для предотвращения преждевременного гелеобразования между порциями смеси и регулятором гелеобразования закачивают буфер из пресной воды в объеме 200-300 л. При контакте смеси с регулятором гелеобразования в интервале изоляции образуется полимерная масса, которая обладает высокой изолирующей способностью и блокирует приток воды в обводненный пласт скважины. Жидкое стекло, используемое в изобретении, является низкомодульным (силикатный модуль М=2,7-3,4). Регулятор гелеобразования, входящий в состав, готовится на скважине перед закачкой: 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического готовят путем добавления к кальцию хлористому техническому пресной воды плотностью 1000 кг/м3 и дальнейшего механического перемешивания; 10-20%-ный раствор POLYPACS-30 LF готовят аналогично.
При последовательной закачке смеси жидкого стекла с 0,03-0,05%-ным раствором полиакриламида DP9-8177 и регулятора гелеобразования происходит их перемешивание в поровом пространстве, низкая вязкость реагентов, входящих в состав, позволяет им глубоко проникать в поры и трещины пласта, за счет чего происходит блокирование не только высокопроницаемых, но и низкопроницаемых пор пласта. При взаимодействии смеси жидкого стекла с 0,03-0,05%-ным раствором полиакриламида DP9-8177 и регулятора гелеобразования образуется однородная полимерная, а не крупчатая масса, чему способствует содержание в смеси раствора полиакриламида DP9-8177.
Для сравнения эффективности в лабораторных условиях провели испытание предлагаемого способа и его наиболее близкого аналога. Результаты исследования водоизолирующей способности приведены в таблице 2.
Пример 1. В стакан объемом 250 мл наливают 40 мл (20 об.%) жидкого стекла и 30 мл (15 об.%) 0,03%-ного раствора DP9-8177, смесь хорошо перемешивают стеклянной палочкой и добавляют 130 мл (65 об.%) 10%-ного раствора POLYPACS-30 LF (таблица 2, испытание №1), после чего образуется объемный осадок, который уплотняется с течением времени.
Примеры 2-6 выполняют аналогично.
Пример 7. В лабораторных условиях способ осуществляют следующим образом. В стакан объемом 250 мл наливают 40 мл (20 об.%) жидкого стекла и 30 мл (15 об.%) 0,03%-ного раствора DP9-8177, смесь хорошо перемешивают стеклянной палочкой и добавляют 130 мл (65 об.%) 10%-ного раствора кальция хлористого технического (таблица 2, испытание №7), после чего образуется объемный осадок, который уплотняется с течением времени.
Примеры 8-12 выполняют аналогично.
Таблица 2
Результаты исследования водоизолирующей способности предлагаемого способа и наиболее близкого аналога
Содержание реагентов по заявленному способу Давление прорыва модели, МПа/м

испы-
тания
Раствор полиакрил-амида DP9-8177 Регулятор гелеобразования Через 24 ч Через 6 мес
Жид-кое стек-ло, % об. Раствор кальция хлористого технического Раствор POLYPACS-30 LF
Концентрация раствора, % % об. Концентрация раствора, % % об.
Концентрация раствора, % % об.
1 20 0,03 15 - - 10 65 22,7 20,1
2 30 0,04 15 - - 15 55 23,5 21,2
3 40 0,05 10 - - 20 50 25,9 23,5
4 50 0,05 10 - - 15 40 24,3 22,3
5 15 0,06 15 - - 25 70 - -
6 60 0,01 5 - - 5 35 19,7 15,9
7 20 0,03 15 10 65 - - 24,4 22,5
8 30 0,04 15 15 55 - - 24,9 22,6
9 40 0,05 10 20 50 - - 25,7 23,5
10 50 0,05 10 15 40 - - 25,5 22,9
11 15 0,06 15 5 70 - - 16,5 12,1
12 60 0,01 5 25 35 - - 19,3 16,5
Содержание реагентов по наиболее близкому аналогу
Жидкое стекло, % об. Давление прорыва модели, МПа/м
Вода, % об. Кремнефтористы и аммоний, % об. через 24 ч Через 6 мес
1 100 97 3 - -
2 100 95 5 21,1 16,5
3 100 90 10 22,5 16,8
4 100 85 15 23,3 17,4
5 100 80 20 23,9 17,6
Водоизолирующую способность предлагаемого способа оценивают по значению давления прорыва модели. Испытания проводят на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку состава в пласт и вести непрерывный контроль за его расходом по схеме: «скважина - пласт» и «пласт - скважина». Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают воду плотностью 1000 кг/м3. Далее через модель последовательно закачивают смесь жидкого стекла (20 об.%), 0,03%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 (15 об.%) и 10%-ный раствор POLYPACS-30 LF (65 об.%), (таблица 2, испытание №1). Количество закачанного состава равняется перовому объему модели пласта. Модель оставляют на 24 ч с целью гелеобразования и определяют давление прорыва воды. Остальные примеры выполняются аналогично.
По результатам испытаний водоизолирующей способности выявлено, что использование в качестве регулятора гелеобразования 10-20%-ного раствора кальция хлористого технического или 10-20%-ного раствора POLYPACS-30 LF оказывает одинаковый эффект на водоизолирующую способность способа, поэтому можно использовать любой из них. Испытания №№5, 6, 11 и 12 были исключены из заявляемого диапазона из-за неудовлетворительных результатов. Оптимальными являются испытания (№№1-4, 7-10), которые вошли в заявляемый диапазон соотношения компонентов, % об.:
жидкое стекло 20-50
раствор полиакриламида DP9-8177 10-15
регулятор гелеобразования 40-65,
в качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30 LF.
Использование 0,03-0,05%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 более 15% объема не влияет на результаты испытаний, поэтому эти объемы не включены в заявляемый диапазон.
Как видно из результатов, представленных в таблице 2, давление прорыва через 6 мес. у предлагаемого способа выше, чем у наиболее близкого аналога.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта.

Claims (1)

  1. Способ ограничения водопритока в скважину, включающий смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину, отличающийся тем, что предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси, затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, % об.:
    жидкое стекло 20-50 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 10-15 регулятор гелеобразования 40-65,

    в качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30 LF (полиалюминия хлорид).
RU2013123299/03A 2013-05-21 2013-05-21 Способ ограничения водопритока в скважину RU2525079C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013123299/03A RU2525079C1 (ru) 2013-05-21 2013-05-21 Способ ограничения водопритока в скважину

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013123299/03A RU2525079C1 (ru) 2013-05-21 2013-05-21 Способ ограничения водопритока в скважину

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2525079C1 true RU2525079C1 (ru) 2014-08-10

Family

ID=51355213

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013123299/03A RU2525079C1 (ru) 2013-05-21 2013-05-21 Способ ограничения водопритока в скважину

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2525079C1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2580534C1 (ru) * 2014-12-31 2016-04-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2601888C1 (ru) * 2015-11-09 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2705111C1 (ru) * 2019-02-06 2019-11-05 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Состав для ограничения водопритока в скважину

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4332297A (en) * 1980-08-18 1982-06-01 Union Oil Company Of California Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs
SU1680950A1 (ru) * 1987-07-06 1991-09-30 Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Гелеобразующий состав дл блокировани пластов
RU2044829C1 (ru) * 1991-07-01 1995-09-27 Хохлов Иван Васильевич Состав для обработки горных пород
RU2309248C1 (ru) * 2006-04-25 2007-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2419714C1 (ru) * 2010-01-11 2011-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в скважине

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4332297A (en) * 1980-08-18 1982-06-01 Union Oil Company Of California Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs
SU1680950A1 (ru) * 1987-07-06 1991-09-30 Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Гелеобразующий состав дл блокировани пластов
RU2044829C1 (ru) * 1991-07-01 1995-09-27 Хохлов Иван Васильевич Состав для обработки горных пород
RU2309248C1 (ru) * 2006-04-25 2007-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2419714C1 (ru) * 2010-01-11 2011-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в скважине

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Полиалюминия хлорид POLYРАСS-30 LF, размещено 28.07.2012, http://www.akvatep.ru/%D0%9F%D0%BE%D0%BB%D0%B8%D0%B0%D0%BB%D1%8E%D0%BC%D0%B8%D0%BD%D0%B8%D1%8F %D1%85%D0%BB%D0%BE%D1%80%D0%B8%D0%B4 POLY%D0%A0%D0%90%D0%A1S-30 LF, найдено в Интернет 27.09.2013 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2580534C1 (ru) * 2014-12-31 2016-04-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2601888C1 (ru) * 2015-11-09 2016-11-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2705111C1 (ru) * 2019-02-06 2019-11-05 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Состав для ограничения водопритока в скважину

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2525079C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважину
RU2571474C1 (ru) Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах
RU2483092C1 (ru) Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин
RU2419714C1 (ru) Способ изоляции водопритока в скважине
RU2550617C1 (ru) Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты)
RU2601888C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2405926C1 (ru) Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений
RU2526039C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважине
RU2599154C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)
RU2713063C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2494225C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважину
RU2580534C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2425957C1 (ru) Способ изоляции водопритока в скважину
RU2293102C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин
RU2307146C2 (ru) Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов
RU2483093C1 (ru) Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения
EP2128109A1 (en) Solids Free Sealing Fluid
RU2408780C1 (ru) Способ изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах
RU2160832C1 (ru) Способ ограничения водопритоков в скважину
RU2667241C1 (ru) Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты)
RU2614997C1 (ru) Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах
RU2378490C1 (ru) Способ изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине
RU2431735C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважине
RU2360099C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважине
RU2704661C1 (ru) Состав для ограничения водопритока в скважину

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200522