Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и используется для изоляции водопритока в скважине загустевающими изолирующими смесями на основе кремнийорганических соединений. На основании статистического анализа результатов опытно-промысловых испытаний выявлена зависимость между удельной приемистостью скважины и оптимальным временем загустевания изолирующей смеси на основе РОС с использованием HCl в качестве отверстия. Предложена эмпирическая формула для расчета времени загустевания изолирующей смеси для конкретной скважины, позволяющая повысить успешность изоляционных работ на 15-20%. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

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: 2071548
Класс(ы) патента: E21B33/138
Номер заявки: 94042296/03
Дата подачи заявки: 25.11.1994
Дата публикации: 10.01.1997
Заявитель(и): Товарищество с ограниченной ответственностью "Намус"
Автор(ы): Салимов М.Х.; Кадыров Р.Р.; Латыпов С.С.; Калашников Б.М.
Патентообладатель(и): Товарищество с ограниченной ответственностью "Намус"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к способам изоляции водопритока в скважине использованием загустевающих смесей.
Известны основные требования, предъявляемые к способам тампонирования, которые учитывают сроки схватывания, вязкость и загустевание цементных растворов и их регулирование применительно к конкретным геолого-техничеким условиям (В.И.Костырин. Тампонажные материалы и хим.реагенты. М. Недра, 1989, с. 38, абзац 2).
Начало схватывания цементного раствора после окончания продавливания его в пласт должно быть не менее 10-15 мин, но не более 25-30 мин. Узкий временный интервал не позволяет продавливать загустевающие смеси в низкопроницаемые обводненные пропластки.
Наиболее известен способ изоляции, предусматривающий ступенчатую закачку (отдельными пачками) изолирующей смеси (В.А.Блажиевич и др. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Обз. инф. сер. "Нефтепромысловое дело", Вып. 4(76), М. ВНИИОЭНГ, 1984, с. 30). Учитывая невысокую приемистость интервала нарушения, для его ликвидации в качестве тампонажного материала была использована синтетическая смола ТСД-9.
Для этого в известном способе готовили раствор со временем начала отверждения (гелеобразования) 60 мин, смешение компонентов осуществлялось непосредственно в скважине.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ тампонирования высокопроницаемых зон пласта, реализуемый при использовании тампонажнго состава по авторскому свидетельству СССР N 1747678, кл. E 21 B 33/128.
Способ применения известного состава заключается в закачке в пласт кремнийорганического соединения и соляной кислоты до снижения проницаемости скважины на 20-50% и выдержке указанного состава в пласте в течение 16-24 ч.
Недостатком известного способа изоляции является отсутствие количественных характеристик зависимости времени гелеобразования изоляционных составов от приемистости конкретной скважины.
Целью изобретения является повышение успешности способа изоляции за счет определения оптимального времени гелеобразования изолирующего состава в зависимости от удельной приемистости скважины.
Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции водопритока в скважине, включающем закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя, и выдержку смеси в пласте на время гелеобразования, отличающимся тем, что время гелеобразования определяют в зависимости от удельной приемистости скважины по формуле: t (21,17-1,26q)2, где t время гелеобразования в мин, q удельная приемистость скважины в м3oМПа.
Сутью данного технического решения является то, что на основании статистического анализа результатов опытно-промысловых испытаний выявлена зависимость между удельной приемистостью скважины, временем гелеобразования изолирующего состава и успешностью изоляционных работ, проведенных с использованием кремнийорганического соединения и соляной кислоты. Результаты анализа успешно проведенных изоляционных работ сведены в таблицу.
Как видно из приведенной таблицы оптимальное время гелеобразования (загустевания) изолирующего состава находится в обратно пропорциональной зависимости от удельной приемистости скважины. Для удобства практического применения, табличные данные методом наименьших квадратов преобразованы в эмпирическую формулу: t (21,17-1,26q)2, где t оптимальное время гелеобразования изолирующего состава в минутах; q удельная приемистость скважины в м3oМПа.
Известно, что любая закачиваемая в пласт жидкость прежде всего поглощается наиболее проницаемыми интервалами пласта. Сразу же после прекращения закачивания жидкости одновременно в несколько пропластков возникает переток жидкости между ними. В стволе скважины и в заколонном пространстве закачанные жидкости до перехода в нетекучее состояние перемещаются под действием гравитационных сил. Все это требует до минимума сократить время гелеобразования изоляционного состава. В то же время наличие низкопроницаемых водоносных пропластков требует максимально увеличить время гелеобразования, чтобы обеспечить оттеснение воды и проникновение изоляционного состава на возможно большее расстояние. Между этими крайними требованиями лежит оптимальное время гелеобразования (загустения) изоляционного состава, учитывающее состояние пористой среды по усредненному показателю удельной приемистости. Удельная приемистость скважины определяется как отношение расхода (м3/ч) к давлению (МПа), развиваемому насосным агрегатом при пробной закачке воды в водоносный пласт перед ремонтными работами. Время гелеобразования (загустевания) кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя можно регулировать в широких пределах (от нескольких минут до нескольких часов), т. е. обеспечить оптимальное время загустевания в зависимости от удельной приемистости скважины. Такая зависимость однозначно определяется по предлагаемой эмпирической формуле. Таким образом, в данном техническом решении связаны свойства изоляционного состава (время гелеобразования) со свойствами пористой среды, которую необходимо изолировать, через конкретный показатель
удельную приемистость скважины. Это позволяет достичь положительного результата повышение успешности изоляционных работ на 15-20%
Пример конкретного исполнения способа. Для оценки параметров работы пласта, определения профиля водопритока и удельной приемистости, установления источника обводнения, на скважине проводят комплекс промыслово-геофизических исследований. Промывают ствол скважины допуском НКТ до забоя и устанавливают башмак (перо, воронку) в интервале водопритока. Производят обвязку устья скважины с насосным агрегатом и производят опрессовку нагнетательной линии. Определяют удельную приемистость по воде, закачивая не менее 5 м3 воды с помощью насосного агрегата при установившемся устьевом давлении. При удельной приемистости скважины менее 0,6 м3/ч/МПа производят обработку призабойной зоны по принятой для данной группы скважин технологии, после чего повторно определяют удельную приемистость. По этой приемистости по предлагаемой эмпирической формуле: (t (21,17-1,26q)2) рассчитывают оптимальное время гелеобразования (загустевания) изолирующей смеси из кремнийорганического соединения и соляной кислоты. Например, при удельной приемистости 5,25 м3/ч/МПа оптимальное время гелеобразования изолирующей смеси должно составлять 212 мин. По рассчитанному времени в лабораторных условиях подбирают количество соляной кислоты, которое необходимо смешать с кремнийорганическим соединением, чтобы время гелеобразования изолирующей смеси составило 210±10 мин. Таким временем гелеобразования обладает состав, содержащий 90 л 6% соляной кислоты на 1 м3 кремнийорганического соединения. При закачке в скважину объемное соотношение кремнийорганического соединения и раствора соляной кислоты регулируют с помощью запорной арматуры кислотовоза и размером отверстий сменной насадки смесителя (диспергатора). После закачки изолирующей смеси в объеме спущенных на забой НКТ, затрубную задвижку закрывают и продавливают смесь в пласт. После закачки всего объема изолирующей смеси ее продавливают в пласт продавочной жидкостью. Расчетный объем продавочной жидкости равен объему НКТ плюс 0,5 м3 жидкости. После окончания процесса изоляции нагнетательную линию закрывают на время загустевания (гелеобразования) изолирующей смеси под давлением, равным 70-80% от конечного давления, достигнутого при закачке продавочной жидкости. Предлагаемое техническое решение позволяет повысить успешность изоляционных работ до 78% что на 15-20% выше успешности при применении известных способов изоляции.
Формула изобретения: Способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя и выдержку смеси в пласте на время гелеобразования, отличающийся тем, что время гелеобразования определяют в зависимости от удельной приемистости скважины по формуле
t (21,17 1,26 q)2,
где t время гелеобразования, мин;
q удельная приемистость скважины, м3/ч/МПа.