способ изоляции и ограничения водопритока в скважины

Формула изобретения

1. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, 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, отличающийся тем, что 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

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для пластовых температур 50^оС и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH - в количестве 0,1-2,5 мас.%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проведении изоляционных работ в скважинах с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк - в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях.

Известны способы восстановления герметичности эксплуатационных колонн тампонажным материалом на основе отверждаемых в пластовых условиях фенолоформальдегидных, фенолорезорциноформальдегидных, карбамидных смол [1, 2, 3].

Недостатком известных способов являются быстрые сроки отверждения составов, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения способов изоляции.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности [4].

Недостатком данного способа является многостадийность процесса при проведении работ на скважине, что требует наличия большого количества техники и оборудования. Кроме того, используемый изоляционный материал растворим лишь в углеводородных растворителях, что обуславливает ряд трудностей при приготовлении и закачке полимерной композиции на промысле - отмывку узлов насоса и обвязки устья, емкостей, труб и т.д.

Целью изобретения является разработка способа изоляции и ограничения водопритока как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в широком диапазоне температур, отличающегося простотой реализации и высокой технологичностью.

Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве указанного материала используют полимерную композицию следующего состава, мас.%:

- смола ацетоноформальдегидная - 80,0;

- углекислый натрий Na₂CO₃ или калий К₂CO ₃- 4,0-7,0;

- окзил-СМ - 0,5;

- вода или 30%-ный водный раствор хлористого натрия NaCl - остальное.

Смола ацетоноформальдегидная марки АЦФ является продуктом реакции поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 в виде однородной, вязкой жидкости.

Окзил-СМ является продуктом окисления лигносульфонатов хроматами и выпускается по ТУ 17-06-324-97 в виде водорасторимого порошка.

При необходимости сокращения сроков отверждения, а также для пластовых температур 50°С и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (гидроокись натрия NaOH или гидроокись калия КОН) в количестве 0,1-2,5 мас.%.

Для увеличения плотности и кольматирующих свойств состава, что может быть необходимо при проведении изоляционных работ в скважинах с высокими пластовыми давлениями, в состав вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк в количестве 30,0-100,0% от объема закачиваемого состава.

Преимущество способа изоляции и ограничения водопритока в скважины полимерными материалами, отверждаемыми в пластовых условиях, включающего закачку композиции в скважину, продавку ее в зону изоляции и выдержку на период отверждения и набора прочности, состоит в использовании водорастворимой полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы марки АЦФ с регулируемыми сроками отверждения, что делает возможным проведение изоляционных работ как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах в диапазоне температур 20-90°С и снимает проблемы, связанные с применением углеводородных растворителей. Изоляционному материалу присвоено название "Тотал".

Предлагаемый способ изоляции может быть использован как для герметизации заколонного и межколонного пространства, так и для проведения других видов изоляционных работ в нагнетательных и добывающих скважинах.

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены эксперименты по оценке времени отверждения полимерной композиции при различных температурах и определению прочностных, адгезионных и изолирующих свойств отвержденного полимерного материала.

Время отверждения состава определялось от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности состава при различных температурах.

Прочность отвержденных образцов полимерного материала определялась по ГОСТ 310.4-84 в соответствии с требованием ГОСТ 26798.2-85 по пределам прочности при изгибе и сжатии.

Изолирующие свойства отвержденного материала изучались на модели пласта длиной 200 мм и диаметром 50 мм с искусственно сформированными трещинами со средней шириной 0,15 мм.

По изменению проницаемости модели после прокачки состава и выдержки на отверждение оценивались изолирующие свойства образующегося полимерного материала.

Адгезия отвержденной смолы с металлом ( _м) определялась методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых отверждалась смола. При определении адгезии с цементным камнем ( _ц) и породой ( _п) вместо внутреннего металлического цилиндра использовались цилиндры из отвержденного цемента или искусственно сцементированного песчаника.

Данные сведены в табл.1-2.

Закачиваемый раствор полимерной композиции имеет плотность при 25°С, г/см³ - 1,18-1,20. Плотность полимерной композиции, приготовленной на 30%-ном растворе хлористого натрия составляет при 25°С, г/см³ - 1,28-1,30.

Зависимость плотности полимерной композиции от количества введенного наполнителя представлена на чертеже. При этом прочие показатели закачиваемых композиций и отвержденного материала не изменяются (табл.3).

Проведенные испытания показали надежность и универсальность предлагаемого способа изоляции за счет высоких прочностных и адгезионных свойств закачиваемого изоляционного материала с металлом, цементом, породой, как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной, регулируемых сроков отверждения в широком диапазоне температур.

Время закачки и объем закачиваемого изоляционного материала обосновывают в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ на основании гидродинамических исследований скважины на неустановившемся режиме ее работы.

Реализацию предлагаемого способа на промысле осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят геофизические исследования и определяют температуру пласта. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на 10-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации, определяют приемистость пласта. В емкости готовят полимерную композицию в запланированном объеме и соотношении компонентов путем растворения в воде всех запланированных компонентов, кроме смолы, в любой последовательности. Затем в ту же емкость добавляют смолу, производят перемешивание в течение 10-15 мин и закачивают в НКТ. Далее в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, необходимом для полного вытеснения смеси из скважины в интервал изоляции, и закрывают скважину на реагирование.

Как видно, предлагаемый способ отличается простотой реализации в промысловых условиях и не требует дополнительной техники и оборудования.

Литература

1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. и др. РИР при эксплуатации нефтяных месторождений, М.: Недра, 1981 г., с.108-151.

2. Блажевич В.А., Уметбаев В.А. и др. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с.44-50.

3. RU 2215009, 31.07.01, Е 21 В 33/138.

4. RU 2231625, 02.10.04, Е 21 В 33/138.

Таблица 1.
№ состава	Полимерная композиция, мас.%					Время отверждения, час-мин при температуре, °С
	смола	окзил	Na 2CO3*	NaOH*	Вода*	20	40	60	90
1	80,0	0,5	4,0	-	15,5	-	-	7-00	1-30
2	80,0	0,5	5,0	-	14,5	-	-	6-00	1-20
3	80,0	0,5	5,5	-	14,0	-	-	5-00	1-10
4	80,0	0,5	6,0	-	13,5	-	18-00	3-52	1-00
5	80,0	0,5	7,0	-	12,5	-	11-00	2-10	0-45
6	80,0	0,5	5,0	0,2	14,3	-	20	3-50	0-50
7	80,0	0,5	5,0	0,5	14,0	38	12-00	2-00	0-30
8	80,0	0,5	5,0	1,0	13,5	24	5-00	1-10	0-15
9	80,0	0,5	5,0	1,5	13,0	9-00	1-30	0-35	0-10
10	80,0	0,5	5,0	2,0	12,5	2-00	0-35	0-15	0-05
11	80,0	0,5	5,0	2,5	12,0	0-40	-	-	-

*Использование углекислого калия К₂CO₃ вместо углекислого натрия Na₂CO₃ , гидроокиси калия КОН вместо гидроокиси натрия NaOH, а также 30%-ного раствора хлористого натрия вместо воды в тех же количественных соотношениях при приготовлении полимерных композиций, не влияет на время их отверждения при указанных температурах.

Таблица 2.
№ состава из табл. 1	Прочность, МПа		Адгезия, МПа			Насыщающая жидкость	Проницаемость трещин, мкм2
	При изгибе	При сжатии	м	ц	п		До изоляции	После изоляции
1	6,9	24,3	0,78	0,93	0,68	Вода	1761,7	0
3	7,3	24,7	0,82	0,97	0.7	Нефть	2136,3	0
5	7,7	25,0	0,84	0,96	0,71	Вода	1813,7	0
7	8,4	26,1	0,91	0,97	0,71	Нефть	1988,1	0
10	9,2	27,5	0,94	1,1	0,74	Вода	2200,5	0

Таблица 3.
№ состава из табл. 1	Кол-во наполнителя, % от объема полимер- ной композиции	Прочность, МПа		Адгезия, МПа			Насыщающая жид-кость	Проницаемость, мкм2
		При изги-бе	При сжа-тии	м	ц	п		До изоля-ции	По- сле изоля-ции
1	30,0	7,0	24,6	0,8	0,91	0,71	вода	2341,3	о
5	70,0	7,75	25,3	0,86	0,1	0,73	нефть	1990,7	0
7	100,0	8,6	26,5	0,95	0,98	0,74	нефть	2217,5	0
10	50,0	9,4	28,1	0,95	1,12	0,75	вода	2115,7	0