Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: изоляция водопритоков в добывающих нефтяных скважинах и при проведении ремонтных работ в скважине. Сущность: способ обработки призабойной зоны скважины осуществляют следующим образом. В нефтяную скважину между пачками инертной жидкости закачивают кремнийорганический тампонажный материал в количестве не более 5% от приемистости скважины и выдерживают его в скважине. После выдержки производят освоение скважины с депрессией в первые 8 - 12 сут в пределах от 20 до 30% от гидростатического давления. В качестве кремнийорганического тампонажного материала используют 8 - 10%-ную дисперсию бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2034978
Класс(ы) патента: E21B33/138
Номер заявки: 93040968/03
Дата подачи заявки: 19.08.1993
Дата публикации: 10.05.1995
Заявитель(и): Специализированное государственное предприятие (объединение) "Удмуртнефть"
Автор(ы): Насыров А.М.; Малюгин В.М.; Богомольный Е.И.; Просвирин А.А.
Патентообладатель(и): Специализированное государственное предприятие (объединение) "Удмуртнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах и ремонтных работах.
Известен способ снижения проницаемости призабойной зоны нефтяной скважины для пластовых вод путем закачки водного раствора натрийметилсиликоната, который гидролизуясь в пласте закупоривает водопроводящие каналы (1). Способ недостаточно эффективен из-за создания малопрочного тампонирующего материала в пластовых условиях.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт инертной жидкости, кремнийорганического материала, второй порции инертной жидкости, технологическую выдержку и освоение скважины (2). Недостатком известного способа является невысокая эффективность работ по изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, составляющая 50-70% Основной причиной низкой эффективности является низкая кинетика охватывания, отверждения кремнийорганического материала, что выражается в низких значениях адгезионных характеристик к породе, низкой прочности и медленном наборе этих показателей.
Целью изобретения является увеличение эффективности изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах за счет ускорения набора адгезионных и прочностных свойств тампонирующим соcтавом.
Достигается это тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку в пласт инертной жидкости, кремнийорганического материала, второй порции инертной жидкости, технологическую выдержку и освоение скважины, в качестве кремнийорганического материала используют 8-10%-ную дисперсию бентонитовой глины в олигоорганоэтокси- хлорсилоксане в количестве не более 5% от приемистости скважины, а освоение скважины производят с депрессией в первые 8-12 сут в пределах 20-30% от гидростатического давления.
Существенные признаки изобретения: закачка в пласт инертной жидкости; кремнийорганического материала, второй порции инертной жидкости; технологическая выдержка; освоение скважины; назначение объема кремнийорганического материала не более 5% от приемистости скважины; использование в качестве кремнийорганического материала 8-10%-ной дисперсии бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане; освоение скважины производят с депрессией в первые 8-12 сут в пределах 20-30% от гидростатического давления.
Для селективной изоляции водопритока в нефтяной скважине применяется кремнийорганический материал (3), который в пласте гидролизуется водой и переходит в твердое нерастворимое соединение. В нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта реагент растворяется в нефти и теряет способность к отверждению. Однако отвержденный в пласте известный кремнийорга- нический материал обладает рядом недостатков: малой прочностью и длительным периодом ее набора в пласте, низкой адгезией к породе пласта и высокой усадкой. Это способствует образованию в пласте слабопрочного тампонажного материала, легко выносимого из пласта даже при небольшой депрессии на пласт, что имеет место в прототипе.
В предлагаемом способе удается создать тампонажный материал, прочно держащийся в пласте, быстро отверждаю- щийся и создающий надежную изоляцию водопритоков.
Определение приемистости скважины и назначение объема тампонажного материала тесно связано с составом тампонажного материала, кинетикой его охватывания, депрессия при освоении скважины определяется кинетикой его отверждения.
Назначение объема кремнийорганического материала свыше 5% от приемистости скважины приводит к тому, что первые партии закачиваемого материала схватываются в пласте до момента поступления последних порций материала, при этом происходит разрушение структуры отверждающего материала и падение свойств. Наличие бентонитовой глины в олигоорганоэтокси- хлорсилоксане способствует увеличению адгезии к породе, ускорению схватывания и отверждения состава и в конечном счете к повышению изолирующих свойств.
Назначение депрессии в пределах 20-30% от гидростатического давления при освоении скважины гарантирует сохранение тампонирующих свойств, однако при этом позволяет обеспечить достаточно высокий начальный дебит скважины.
Объем тампонажной смеси для закачки в пласт рассчитывают по следующей формуле:
Y 0,785˙(D2 d2)˙H˙m˙Ko, где Y объем тампонажного состава;
D диаметр изоляции расчетный;
d диаметр скважины;
Н суммарная перфорированная мощность пласта;
m пористость пласта;
Ко коэффициент охвата пласта вытеснением по вертикали, Ко 0,3-0,8.
Данная формула выработана применительно к разработанный технологии и тампонажному составу. Объем тампонажного состава, рассчитанный по данной формуле, не должен превышать объем, равный 5% от суточной приемистости скважины. Пористость пласта принимается как 1,2-1,5 средневзвешенной пористости пластов, работающих одним фильтром. Для приготовления 8-10%-ной дисперсии бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане используют порошковую бентонитовую глину ОСТ 39-202-86 и олигоорганоэтоксихлорсилоксан ТУ 6-02-1294-84. Порошковая бентонитовая глина имеет линейный размер частиц 0,01-0,04 мкм, влажность 6-10% остаток на сите N 2 не более 10%
Олигоорганоэтоксихлорсилоксан представляет собой жидкость от светло-коричневого до черного цвета с характерным запахом соляной кислоты с плотностью 0,93-1,05 г/см3, динамической вязкостью 1,5-10 мПа˙с.
Олигоорганоэтоксихлорсилоксан представляет собой самокатализирующуюся систему за счет содержащегося остаточного хлора. В пласте под действием воды продукт гидролизуется. Хлористый водород, образующийся в ходе реакции, способствует гидролизу этоксигрупп в присутствии пластовой воды с образованием полимера сшитой структуры.
Наличие в составе бентонитовой глины, по-видимому, способствует сохранению хлористого водорода в зоне реакции, исключает его расходование на реакцию с породой пласта и способствует более полному и быстрому прохождению реакции в пластовых условиях. Кроме того, глина, по-видимому, разбухая от воды, способствует снижению усадки материала в пластовых условиях.
Дисперсию готовят тщательным перемешиванием олигоорганоэтоксихлорсилоксана и глинопорошка в механических или эжекторных установках.
В качестве инертной жидкости, применяемой до и после закачки дисперсии в пласт, используют, в основном, обезвоженную нефть как наиболее доступный и дешевый продукт. Может применяться также ацетон и т.п.
Необходимость применения обезвоженных жидкостей обуславливается необходимостью исключения влияния воды на дисперсию до момента ее поступления в пласт.
П р и м е р 1. В скважине глубиной 1500 м определяют приемистость, которая составляет 54 м3/сут. Назначают объем тампонажного состава не более 5% от приемистости, т.е. 2,7 м3.
По формуле рассчитывают требуемый объем тампонирующей смеси: Y 0,785˙(D2 -d2))˙H˙m˙Ko 0,785˙(1,52 0,32)˙7,0˙ ˙0,22˙0,6 1,56 м3.
Убеждаемся, что требуемый для проведения работ объем тампонажного состава Y 1,56 м3 не превышает максимально допустимый для данной скважины объем закачки тампонажного состава, равный 5% от приемистости скважины.
Готовят 9% -ную дисперсию бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане в количестве Y 1,5 м3.
При открытой затрубной задвижке в скважину последовательно закачивают 0,5 м3 безводной нефти, 1,5 м3 дисперсии, 0,5 м3 безводной нефти. Все это доводят до нижнего конца колонны насосно-компрессорных труб закачкой соленой воды. Закрывают затрубную задвижку и тампонажный cоcтав продавливаний в плаcт. Скважину закрывают и оставляют под давлением на 8-10 ч на технологическую выдержку. Освоение скважины начинают с депрессии в первый и последующие 10 сут в пределах 30-40 атм, что составляет 20-30% от гидростатического давления на забое.
После проведения изоляционных работ на данной скважине обводненность нефти снизилась с 98 до 79% В то же время в аналогичных скважинах применение технического решения по прототипу приводит к половинному эффекту, а иногда и к отсутствию эффекта вообще.
П р и м е р 2. Выполняют, как в примере 1, но в качестве тампонажного материала используют 8%-ную дисперсию бентонитовой глины олигоорганоэтоксихлорсилоксана. Депрессию на пласт производят в пределах 20% от гидростатического давления в первые 8 суток.
П р и м е р 3. Выполняют, как в примере 1, но в качестве тампонажного материала используют 10%-ную дисперсию бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане. Депрессию на пласт проводят в пределах 30% от гидростатического давления в первые 12 сут.
В примерах 2 и 3 удалось снизить обводненность добываемой нефти, как в примере 1.
Применение предлагаемого способа позволит увеличить эффективность изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах, увеличить количество добываемой нефти и в конечном счете увеличить нефтеотдачу залежи.
Формула изобретения: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в пласт инертной жидкости, кремнийорганического материала, второй порции инертной жидкости, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического материала используют 8 10%-ную дисперсию бентонитовой глины в олигоорганоэтоксихлорсилоксане в количестве не более 5% приемистости скважины, а освоение скважины производят с депрессией в первые 8 12 суток в пределах 20 30% гидратстатического давления.