Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас. %: ацетоноформальдегидную смолу – 20,0-40,0, щелочной сток производства капролактама – 45,0-60,0 и 10%-ный раствор гидроксида натрия – 15,0-20,0. Для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу. Полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч. Техническим результатом является повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ. 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.

Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (Патент RU №2272905, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.03.2006 г., бюл. №9), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности. В качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас. %:

смола ацетоноформальдегидная 80,0
углекислый натрий или калий 4,0-7,0
окзил-СМ 0,5
вода или 30%-ный водный раствор
хлористого натрия NaCl остальное

Причем для пластовых температур 50°С и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH - в количестве 0,1-2,5 мас. %, при проведении изоляционных работ в скважине с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк - в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава.

Недостатками известного способа являются большие затраты времени и сложность приготовления полимерной композиции для пластовых температур ниже 50°С, потому что она состоит из 5 компонентов, не считая наполнителя.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому предложению является способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (Патент RU №2349731, МПК Е21В 33/13, С09K 8/512, опубл. 20.03.2009 г., бюл. №8), включающий закачивание в скважину изоляционной композиции, содержащей формальдегидную смолу и инициатор отверждения при следующем соотношении компонентов, мас. %:

карбамидоформальдегидная или
ацетоноформальдегидная смола 20,0-70,0
оксиэтилированные изононилфенолы,
оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь 0,5-4,0
натуральный или синтетический каучук или их смесь 0,05-50,0
инициатор полимеризации 0,5-3,0
вода остальное

В качестве инициаторов полимеризации для смол могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). Изоляционная композиция также может содержать различные наполнители.

Недостатками наиболее близкого аналога являются:

- сложность приготовления полимерной композиции, потому что она состоит из 5 компонентов, не считая наполнителей;

- закачивание циклами, причем продавочную жидкость закачивают после каждого цикла, что усложняет процесс проведения работ на скважине;

- невозможность создать водоизоляционный экран большого радиуса из-за низкой фильтруемости композиции, что отрицательно сказывается на качестве изоляции и снижает эффективность способа.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ.

Технические задачи решаются способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей ацетоноформальдегидную смолу, щелочной сток производства капролактама и 10%-ный раствор гидроксида натрия.

Новым является то, что для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу, полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч при следующем содержании компонентов, мас. %:

ацетоноформальдегидная смола 20,0-40,0
щелочной сток производства капролактама 45,0-60,0
10%-ный раствор гидроксида натрия 15,0-20,0

Компоненты, применяемые в предложении:

- ацетоноформальдегидная смола (АЦФ), получаемая путем конденсации ацетона с формальдегидом, представляет собой водорастворимую однородную жидкость от светлого до коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 75%, с массовой долей свободного формальдегида не более 1,5%, плотностью не менее 1200 кг/м3;

- ЩСПК является отходом производства капролактама, представляет собой жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей. Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия) составляет от 18 до 36%, рН находится в пределах 10-13;

- гидроксид натрия (NaOH) по ГОСТ Р 55064-1012. Натр едкий технический. Технические условия.

Сущность предложения заключается в следующем. В скважине определяют приемистость изолируемого интервала, заблаговременно с использованием стандартной техники при капитальном ремонте скважин готовят водоизоляционную композицию. Для этого ЩСПК перемешивают с 10%-ным раствором NaOH, затем полученный раствор перемешивают с АЦФ до получения однородной массы, после чего водоизоляционную композицию закачивают в скважину с учетом оставления в скважине моста высотой не менее 20 м и оставляют ее на технологическую паузу (время гелеобразования) в течение 24-48 ч.

Ограничение водопритока в скважине осуществляется благодаря формированию в зоне водопритока водоизоляционного экрана из полимерного геля на основе АЦФ. Инициаторами гелеобразования композиции являются 10%-ный раствор NaOH и ЩСПК, причем, изменяя их количество в композиции, регулируют время гелеобразования в широких пределах. Совместное использование 10%-ного раствора NaOH и ЩСПК снижает вязкость водоизолирующей композиции и увеличивает время ее гелеобразования. Способ позволяет осуществить закачку даже в малопроницаемые пропластки, при этом образуется протяженный водоизоляционный экран, который не разрушается в пластовых условиях. Дополнительный вклад в упрочнение водоизоляционного экрана вносит минерализованная пластовая вода, которая взаимодействует с солями органических кислот, содержащихся в ЩСПК, что повышает эффективность способа. Во время технологической паузы в течение 24-48 ч за счет роста вязкости водоизоляционной композиции завершается процесс закупоривания высокопроницаемой части пласта и упрочнения водоизоляционного экрана, что способствует сокращению притока воды.

Стоимость водоизоляционной композиции снижается в 2 раза из-за того, что, в отличие от наиболее близкого способа она содержит больше ЩСПК (45-60 мас. %), который является отходом производства и имеет низкую стоимость (4 тыс. руб. за 1 тонну). Из-за того, что водоизоляционная композиция состоит всего из 3 компонентов (более 5 компонентов у известного способа и наиболее близкого аналога), снижаются продолжительность и трудоемкость работ.

В лабораторных условиях водоизоляционную композицию готовят следующим образом. В химический стакан объемом 100 мл наливают 40 мл ЩСПК (40 мас. %) и 20 мл 10%-ного раствора NaOH (20 мас. %) и перемешивают. Полученный раствор перемешивают с 40 мл АЦФ (40 мас. %). Отмечают время начала опыта и потери текучести композиции, разница между которыми считается временем ее гелеобразования. В данном опыте №8 оно составило 4 ч 10 мин. Результаты гелеобразования представлены в таблице.

Для сравнения длительности гелеобразования в таблице представлены составы изоляционной композиции по наиболее близкому аналогу, содержащие АЦФ, с самым большим временем структурирования - 5 ч 15 мин (№94) и самым коротким временем структурирования - 1 ч 55 мин (№73). Составы водоизоляционной композиции предлагаемого способа по длительности гелеобразования (от 4 ч 10 мин до 8 ч) превосходят составы по наиболее близкому аналогу.

Изменением соотношения компонентов время гелеобразования водоизоляционной композиции можно регулировать в пределах 4-8 ч. Опыты №№9 и 10 исключены из заявляемого диапазона, так как по времени гелеобразования водоизоляционной композиции не обеспечивают оптимальное время закачки в скважину - более 4 ч. Опыты №№1 и 11 исключены из заявляемого диапазона, так как гелеобразования не происходит. На основании результатов испытаний были выбраны композиции, которые вошли в заявляемый диапазон соотношения компонентов, мас. %:

ацетоноформальдегидная смола 20,0-40,0
щелочной сток производства капролактама 45,0-60,0
10%-ный раствор гидроксида натрия 15,0-20,0

Осуществление предлагаемого способа представлено примерами.

Примеры практического применения

Пример 1. Герметизация эксплуатационной колонны

Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 168 мм, интервалами перфорации 987-989 м и нарушением целостности эксплуатационной колонны 345 м. Удельная приемистость интервала нарушения составила 1,4 м3/(ч⋅МПа). Провели отключение интервала перфорации отсыпкой песком и установкой сверху цементного моста. В скважину на глубину 315 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с условным диаметром 73 мм. Приготовление водоизоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 1,6 м3 (40 мас. %) ЩСПК и 0,8 м3 (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,6 м3 (40 мас. %) АЦФ, содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали водоизоляционную композицию через НКТ в скважину, после чего закачали в НКТ 0,95 м технической воды с целью продавливания водоизоляционной композиции в интервал нарушения. Провели контрольную промывку колонны НКТ, подъем колонны НКТ на глубину 165 м и оставили скважину на гелеобразование водоизоляционной композиции в течение 24 ч. Разбурили мост, вымыли песок и провели контрольную промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя. Далее освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 52%, дебит нефти увеличился в 1,9 раз.

Пример 2. Изоляция межпластового перетока по трещинам

Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 146 мм, интервал перфорации в скважине 1674-1678 м. В скважину на глубину 1644 м спустили НКТ с условным диаметром 73 мм. Определили приемистость скважины, которая составила 2,1 м3/(ч⋅МПа). Приготовление водоизоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 3,6 м3 (60 мас. %) ЩСПК и 1,2 м3 (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,2 м3 (20 мас. %) АЦФ. Далее содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали в скважину, после чего закачали 7,0 м3 технической воды с целью перепродавливания водоизоляционной композиции в интервал перфорации скважины. Оставили скважину на гелеобразование в течение 48 ч. Далее провели контрольную промывку скважины от возможных остатков продуктов полимеризации водоизоляционной композиции со спуском колонны НКТ до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 27%, дебит нефти увеличился в 1,9 раз.

Пример 3. Ликвидация заколонного перетока

Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 114 мм, интервалом перфорации 1459-1465 м и заколонным перетоком с глубины 1478 м. Провели перфорацию специальных технологических отверстий в интервале 1469-1470 м. Удельная приемистость специальных отверстий составила 1,2 м3/(ч⋅МПа), сообщение между интервалом перфорации и специальными отверстиями отсутствовало. В скважину на колонне НКТ с условным диаметром 60 мм провели спуск пакера-ретейнера и посадили его на глубине 1473 м. Приготовление изоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 2,0 м3 (50 мас. %) ЩСПК и 0,8 м3 (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,2 м3 (30 мас. %) АЦФ. Далее содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали через колонну НКТ в скважину, после чего закачали 2,8 м3 сточной воды с целью продавливания композиции. Извлекли из пакера посадочное устройство, провели контрольную промывку и подняли колонну НКТ с посадочным устройством из скважины полностью. Оставили скважину на гелеобразование в течение 36 ч. Далее провели контрольную промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 59%, дебит нефти увеличился в 1,7 раз.

Таким образом, в заявленном предложении достигнут результат - повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ.

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей ацетоноформальдегидную смолу, щелочной сток производства капролактама и 10%-ный раствор гидроксида натрия, отличающийся тем, что для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу, полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч при следующем содержании компонентов, мас. %:

ацетоноформальдегидная смола 20,0-40,0
щелочной сток производства капролактама 45,0-60,0
10%-ный раствор гидроксида натрия 15,0-20,0.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины.
Изобретение относится к операциям цементирования. Вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, пумицит, цементную печную пыль и воду.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

В настоящем документе описаны цементные композиции и способы применения цементных композиций в подземных пластах. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение цементной композиции, содержащей воду, пуццолан, гашеную известь и цеолитный активатор; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции в подземном пласте, причем цеолитный активатор расположен на поверхности пуццолана.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента.

Варианты реализации изобретения относятся к операциям цементирования и, более конкретно, некоторые варианты реализации относятся к затвердевающим композициям, которые содержат печную пыль и волластонит, а также к способам их применения в подземных пластах .

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки.

Изобретение относится к производству проппанта и его суспензии в жидкости для гидроразрыва. Способ формирования газонаполненных пузырьков на поверхности частицы проппанта, содержащий этапы помещения частиц проппанта в воду при рабочем давлении 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, создание избыточного давления газа в воде, равного или большего, чем рабочее давление 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, для создания насыщения вокруг или в непосредственной близости от частицы проппанта, в результате чего образуются пузырьки на поверхности частиц проппанта, и сброса избыточного давления из воды до уровня рабочего давления.
Изобретение относится к составам для бурения скважин. Технический результат – расширение арсенала средств, получение бурового раствора со следующими свойствами: плотность 1,16-1,17 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.

Расклинивающий агент для применения для разрыва геологических формаций получают из бокситовых руд и кальцийсодержащего соединения. Расклинивающий агент содержит, мас.%: 25-75 Al2O3, 0-70 SiO2, по меньшей мере 3 СаО и менее 0,1 кристобалита, а также по меньшей мере 5 (предпочтительно более 10) мас.% кальцийсодержащей кристаллической фазы, представляющей собой анортит.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к способам и системам для увеличения проводимости разрыва подземного пласта. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают состав ступени для обработки с давлением, большим давления разрыва, для образования разрыва в формации, при этом текучая среда содержит постоянную концентрацию первых твердых частиц и непостоянную концентрацию якорного материала, объединяют первые твердые частицы, распределенные в разрыве, чтобы образовывать расположенные с промежутком кластеры в разрыве, заякоривают по меньшей мере некоторые из кластеров в разрыве, чтобы замедлить объединение по меньшей мере некоторых из кластеров, и уменьшают давление в разрыве, чтобы удерживать разрыв открытым на кластерах и образовывать взаимосвязанные гидравлически проводящие каналы между кластерами.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Технический результат - низкая коррозионная активность состава для кислотной обработки, замедленная скорость реагирования состава для кислотной обработки с карбонатной породой, отсутствие образования асфальтосмолопарофиновых отложений за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, предотвращение выпадения вторичных осадков, высокая способность связывания железа. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту 12-15; уксусную кислоту 1,0-5,0; гидрофобизатор ИВВ-1 0,5-1,2; аскорбиновую кислоту 0,5-0,7; оксилидендифосфоновую кислоту 1,0-1,2; метабисульфит натрия 0,03-0,05; воду – остальное. 2 ил.
Наверх