способ изоляции и ограничения водопритока в скважины

Формула изобретения

1. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в скважину изоляционного материала, содержащего формальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, отличающийся тем, что изоляционный материал в качестве формальдегидной смолы содержит карбамидоформальдегидную или ацетоноформальдегидную смолу и дополнительно оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь, натуральный или синтетический каучук или их смесь 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

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в материал дополнительно вводят полиакриламид, или полиэтиленоксид, или карбоксиметилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или этиловый спирт, или реагент на основе метилового спирта, или кубовые остатки производства бутилового спирта.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный материал дополнительно вводят наполнитель.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в указанный материал дополнительно вводят наполнитель.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что закачку и продавку указанного материала осуществляют циклически.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Известны способы изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (см. Блажевич В.А., Умрихина В.А. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с. 44-50).

Недостатками известных способ является температурные ограничения по их применению в связи с быстрыми нерегулируемыми сроками их отверждения.

Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности. (Патент РФ №2231625, МПК 6Е21В 33/138, опубл. 02.10.2004 г.).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность и сложность проведения в промысловых условиях технологической операции, что отражается на эффективности способа.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ изоляции пласта, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемого в пластовых условиях изоляционного материала, содержащего синтетическую смолу, отвердители и воду, где в качестве синтетической смолы берут карбамидоформальдегидную смолу, окзил - СМ, отвердитель - соль алюминия в виде кристаллогидрата и воду. (Патент РФ №2272892, МПК 7Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 г.).

Недостатком применения предлагаемого способа является то, что при применении данного изоляционного материала не учитывается фациальные и физико-химические особенности вмещающих пород и как следствие отсутствие избирательности используемых в способе материалов в отношении водонасыщенных интервалов фациально-неоднородных пластов. Также недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного полимерного состава в объем нарушения, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водопроявляющих зон.

В основу предложенного изобретения положена задача создания способа изоляции и ограничения водопритоков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, позволяющего применять его в различных геолого-геофизических, термобарических условиях и минерализации пластовых вод.

Поставленная задача решается так, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, в качестве изоляционного материала используют композицию на основе синтетической смолы следующего состава, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола	20,0-70,0
ПАВ и/или их смесь	0,5-4,0
Натуральный или синтетический каучук и/или	0,05-50,0
их смесь
Инициатор полимеризации	0,5-10,0
Вода	остальное

Или

Ацетоноформальдегидная смола	20,0-70,0
ПАВ и/или их смесь	0,5-4,0
Натуральный или синтетический каучук и/или	0,05-50,0
их смесь
Инициатор полимеризации	0,5-10,0
Вода	остальное

В вариантах способа:

- способ по п.1, в композицию вводят добавки;

- способ по п.1, в композицию вводят наполнитель;

- способ по п.1, в композицию вводят добавки и наполнитель;

- способ по п.1 или 2 или 3 или 4, композицию закачивают циклически, причем продавочную жидкость закачивают после каждого цикла;

Карбамидоформальдегидную смолу берут марки КФМХ, которая является продуктом поликонденсации мочевины, формальдегида и диэтиленгликоля и выпускается по ТУ 6-06-59-89 в виде однородной, вязкой жидкости.

Ацетоноформальдегидную смолу берут марки АЦФ, которая является продуктом поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 или ГОСТ 25820-83 в виде однородной, вязкой жидкости.

В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы, например ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81; неонолы АФ-9-6,8,9,10,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе триммеров пропилена берут по ТУ 38.507-63-300-93; сульфонол по ТУ 07510508; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00 или их смеси.

В качестве натуральных или синтетических каучуков или их смесей используют, например, латекс по ТУ 38,303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС, СКД-Л250 по ТУ 3810-3-696-89, изм. 2 от 01.03.94, СКД-ПС по ТУ 3810-3-248-84 изм. 5 от 01.07.96, БС-65А по ТУ 38.103550-84, БМ-5 по ТУ 38.40373-01, RSS-1 (Индонезия), SVR 3L (Вьетнам), ДВХБ-Ш по ТУ 2294-049-05766764-02, ВДВХМК по ТУ 2294-049-05766764-02, СКН-40ИХМ по ТУ 38.10354-76, представляющих собой водную дисперсию каучукоподобных полимеров (pH=10-11) молочного цвета.

В качестве инициатора полимеризации для карбамидоформальдегидной смолы могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.

В качестве инициатора полимеризации для ацетоноформальдегидной смолы могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или натр едкий (каустик жидкий) РД по ГОСТ 2263-796.

В качестве наполнителей используют, например, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, мел, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, портландцемент по ГОСТ 1581-96, древесную муку по ГОСТ 16361-87, сажу по ГОСТ 7885-86, эпоксидную смолу по ГОСТ 10587-93, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, серу по ГОСТ 127.1-93 и др.

В качестве добавок используют, например, порошкообразный полиакриламид (ПАА) по ТУ 6-16-2532-810, полиакриламид DP9 81-77, полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), изопропанол (ГОСТ 9805-76), этиловый спирт и реагент на основе метилового спирта (СНПХ-ИПГ-11 по ТУ 39-05765670-ОП-179-93), кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85.

В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.

Приведем пример приготовления полимерных композиций.

Пример 1. К 693 граммам карбамидоформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 214 грамм каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 2 грамма, воды - 2 грамма, ЩСПК - 5 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 84 грамм гидроксохлористого алюминия. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.

Пример 6 (из таблицы 2). К 68,3 граммам ацетоноформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 грамм каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 грамм, воды - 0,1 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 грамма ЩСПК и 0,5 грамма каустика. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 2.

Для подтверждения эффективности способа изоляции в лаборатории проводят исследования времени изоляционных и структурно-механических свойств образующегося в результате реакции полимерного камня.

Время полимеризации композиции определяют с момента смешения всех компонентов до момента полной полимеризации и потери текучести.

За критерий оценки изолирующей эффективности композиции принят остаточный фактор сопротивления ( ), который определяют по следующей формуле:

=(K₀-K₁)·100/K ₀,

где К₀ - коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм²;

K₁ - коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм².

Исследования проводят на послойно-неоднородных моделях пласта сечением 60 мм и длиной 1000 мм, состоящего из высокопроницаемой (800-1200 мД) и низкопроницаемой (50-140 мД) зон, разделенных непроницаемой мембраной и подключенных к одной напорной емкости. Необходимые значения проницаемости достигались степенью помола дезинтегрированного керна реальных месторождений.

Структурно-механические свойства полимеризованного камня определяют по ГОСТ 310.4-84 и ГОСТ 26798.2-85.

Адгезионные свойства полимеризованного камня с поверхностью металла ( _м), горной породой ( _п) и цементным камнем ( _к) определяют методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых полимеризовывалась композиция.

Результаты испытаний приведены в таблице 3.

Способ осуществляется следующим образом. В интервал изоляции добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата в пласт закачивают заявляемый состав. Максимальную концентрацию наполнителей и добавок определяют удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку состава в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 часов.

В варианте способа состав закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Время окончания обработки контролируют любым известным методом.

После технологической выдержки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.

Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности способа изоляции и ограничения водопритоков в скважины.

Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакерным оборудованием и установкой пера-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При закрытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата закачивают расчетный объем реагента №1 из таблицы 1 - 3,5 м ³. Затем продавливают его в пласт 3,5 м ³ минерализованной воды (плотностью =1,15 г/см). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования промывают скважину до забоя, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию. В случае необходимости проводят реперфорацию.

Примеры 2-8. Выполняют технологические операции как в примере 1. Дополнительно в реагент вводят добавки или наполнитель или добавки и наполнитель. Объем композиции, количество, концентрация добавок и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, температуры, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка.

Данные по примерам 1-8 сведены в таблицу 4.

Использование заявляемого способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта. Образование полимерного камня при взаимодействии всех компонентов композиции происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. В результате образуется полимерный камень высокой прочности, устойчивый к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочных растворов.

Таблица 4
№п/п	Категория скважины	Цель ремонта	Количество циклов	Рецептура композиций		Успешность
				изоляционный состав	продавочная жидкость
Заявляемый способ
1	добывающая	ликвидация заколонной циркуляции	1	Состав 1 (1-5)	мин. вода	+
2	добывающая	ограничение притока подошвенной воды	2	Состав 2(1-4)+ПАА (полиакриламид)	прес. вода	++
3	добывающая	герметизация э/колоны	1	Состав 3(1-4)+Глинопорошок	нефть	+
4	нагнетательная	повышение охвата	4	Состав 4 (1-4)+КМЦ+Древесная мука	прес. вода	++
5	добывающая	ликвидация заколонной циркуляции	1	Состав 6 (1-4)+Портландцемент	мин. вода	++
6	добывающая	селективное ограничение водопритока	2	Состав 7 (1-5)	нефть	++
7	добывающая	герметизация э/колоны	1	Состав 8(1-5)+резиновая крошка+Портландцемент	прес. вода	+
8	нагнетательная	повышение охвата	6	Состав 9(1-5)+КМЦ+ПАА+ДМ	мин. вода	++
Примечание: Номер состава с обозначением степени, степень - это номер состава из таблицы 1 и 2.