Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2359003, МПК C09K 8/44, опубл. 20.06.2009, бюл. №17), включающий закачку в скважину состава при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

К продукту 119-296 добавляют изопропиловый спирт и нефть, перемешивают до образования однородного раствора, далее приливают раствор технической соляной кислоты и тщательно перемешивают. Время отверждения составило от 40 минут до 7 часов 10 минут.

Недостатком известного способа является то, что при ограничении водопритока в карбонатных коллекторах происходит образование водопроводящих каналов за счет взаимодействия соляной кислоты с породой, что приводит к увеличению обводненности добываемой нефти. Использование в качестве инициатора отверждения соляной кислоты вызывает коррозию металла эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ). Следует также отметить, что при использовании известного способа необходимо производить закрепление тампонажной массы цементом, иначе она выносится из пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ ограничения водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал растворов кремнийорганической жидкости (продукта) в воде, закачку производят двумя равными порциями, первая из которых представляет раствор кремнийорганического продукта, приготовленный на пресной воде плотностью 1000 кг/м³ в соотношении 1:0,5-1, а вторая - на пластовой минерализованной воде плотностью до 1190 кг/м³ в соотношении 1:0,3-0,5 (патент RU №2431735, МПК E21B 33/138, опубл. 20.10.2011, бюл. №29).

Недостатком известного способа ограничения водопритока в скважине является то, что в состав некоторых кремнийорганических продуктов входят кубовые остатки как отход производства, которые имеют непостоянный состав и содержат хлор в количестве, вызывающем слишком быстрое протекание реакции и нерегулируемое гелеобразование, что может привести к аварийной ситуации на скважине.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования.

Техническая задача решается предлагаемым способом изоляции водопритока в скважину, включающим закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта.

Новым является то, что к кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б, затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м³, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:

закрепляют состав закачиванием жидкого стекла, причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды.

Продукт 119-296И марки Б по ТУ 2229-519-05763441-2009 с изменением №1 представляет собой водорастворимую композицию этоксисилоксанов - жидкость от желтого до черного цвета. При взаимодействии продукта 119-296И марки Б с водой плотностью 1000-1190 кг/м³ этоксигруппы кремнийорганического продукта гидролизуются и образуются силанолы, в результате чего происходит гелеобразование, причем в летнее время года используют преимущественно пресную воду плотностью 1000 кг/м³, а в зимнее время - минерализованную воду плотностью 1000-1190 кг/м³.

Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом.

Нефть девонская Ромашкинского месторождения способствует гомогенизации состава в предлагаемом способе, обеспечивает стабильность времени его гелеобразования, предотвращает образование геля в нефтенасыщенной части коллектора, то есть способствует повышению степени селективности при тампонировании обводненных зон нефтяного пласта и эффективности изоляции водопритока.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 перемешивают продукт 119-296И марки Б и нефть девонскую, после чего добавляют пресную воду плотностью 1000-1190 кг/м³ и вновь перемешивают. В скважину через НКТ или гибкую трубу, спущенные в интервал изоляции, последовательно закачивают полученный в мернике агрегата состав, буфер из пресной воды и закрепляют жидким стеклом, которое отверждается при контакте с составом. Скважину оставляют на время гелирования состава и отверждения жидкого стекла.

Водоизолирующие свойства состава по предлагаемому способу и его наиболее близкого аналога исследовали в лабораторных условиях. Время гелеобразования полученных составов определяли следующим образом. В три стеклянных стакана помещали компоненты состава и перемешивали. Отмечали время от начала помещения стаканов с составом в термостат, в котором поддерживали температуру 25°C. Время, через которое состав начинал вытекать непрерывной струей с конца стеклянной палочки после ее погружения в состав, принимали за время начала гелеобразования. Периодически наклоняя стаканы, фиксировали время, когда мениск состава переставал смещаться. Определенное таким образом время является временем конца гелеобразования испытуемого состава. Время начала и конца гелеобразования определяют как среднюю арифметическую величину трех измерений. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице.

В стеклянный стакан объемом 300 мл наливали 100 об. ч. (100 мл) продукта 119-296И марки Б, 20 об. ч. (20 мл) нефти девонской, перемешивали в течение 1 мин до образования однородного раствора. К полученному раствору приливали 100 об. ч. (100 мл) воды плотностью 1000 кг/м³, и полученный состав тщательно перемешивали. Время гелеобразования состава составило 15 ч (см. таблицу, №8). Остальные опыты производили аналогично. Гелеобразование состава в опыте №8 происходило равномерно, без налипания и преждевременного осадкообразования. Для приготовления состава и закачки его в скважину требуется от 3 до 15 ч, таким образом оптимальное время гелеобразования составляет от 3 до 15 ч. В опытах №№1, 3, 5, 10, 12, 14, 16, 18, 21, 22, в которых не использовалась нефть девонская, и в опытах №№6 и 24 с использованием 5 мл нефти девонской при перемешивании компонентов происходило налипание ко дну стакана, и через 10 мин снизу образовывался гель в количестве 30% всего объема. При добавлении нефти девонской в пределах 10-20 мл (оптимального количества) налипания не происходило, и гель в опытах №№7, 8, 11, 13, 15, 17, 19, 20 образовывался в оптимальное время. При добавлении 25 мл нефти девонской возрастало время гелеобразования и излишек нефти оставался сверху геля (опыт №9).

По результатам, представленным в таблице, видно, что содержание в составе нефти девонской меньше 10 и больше 20 об. ч. делает составы непригодными для использования в изоляционных работах, а оптимальным является содержание нефти девонской в пределах 10-20 мл (10-20 об. ч.) на 100 мл продукта 119-296И марки Б. Исходя из оптимального времени гелеобразования было выбрано оптимальное соотношение продукта 119-296И марки Б, нефти девонской и воды. Составы №№21-26 со временем гелеобразования менее 3 ч и №№1-4, 9 со временем гелеобразования более 15 ч были исключены, так как время меньше 3 ч недостаточно для осуществления способа на скважине, а более 15 ч излишне долго, состав за это время может быть вытеснен из зоны изоляции. На основе данных таблицы были выбраны оптимальные соотношения ингредиентов (опыты №№7, 8, 11, 13, 15, 17, 19, 20), об. ч.:

Пример осуществления предлагаемого способа. Предлагаемый способ применили для изоляции обводнившегося пропластка в скважине с текущим забоем 1752 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1735-1737,5 м.

На скважине с помощью цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили состав, для чего в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 100 об. ч. (1,5 м³) продукта 119-296И марки Б и 10 об. ч. (0,15 м³) нефти девонской, перемешали. Во вторую половину мерника набрали 100 об. ч. (1,5 м³) воды плотностью 1000 кг/м³ и содержимое мерника агрегата перемешали в течение 30 мин. Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм спустили на глубину 1736 м и закачали 3,15 м³ состава, приготовленного в мернике цементировочного агрегата, буфер из воды плотностью 1000 кг/м³ в объеме 0,4 м³, 1 м³ жидкого стекла и техническую воду в объеме 5,7 м³ для продавливания состава в изолируемый пропласток. НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата отвердевшим составом и оставили скважину на реагирование в течение 24 ч. Далее скважину освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 20%, дополнительная добыча нефти составила при этом 2 т в сут.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования.