Способ изоляции зоны осложнения в скважине с карбонатными коллекторами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе, включающий закачку в водоносный пласт состава на основе углеводородной жидкости с добавкой поверхностно-активного вещества (патент RU №2194843, Е21В 33/138, опубл. 20.12.2002 г.). Поверхностно-активное вещество закачивают с первой порцией углеводородной жидкости, а с последней порцией углеводородной жидкости закачивают резиновую крошку. Изоляция притока вод достигается за счет создания в пласте экрана из высоковязкой эмульсии и тампонирования резиновой крошкой трещин в пласте. После закачки состава осуществляют периодическое изменение градиента давления на пласт и скважину оставляют в покое на срок не менее 72 ч. Периодическое изменение градиента давления на пласт осуществляют с целью повышения интенсивности эмульгирования пластовой воды и закачанного состава.

Недостатком известного способа является то, что периодическое изменение градиента давления на пласт не создает интенсивность перемешивания, обеспечивающую получение эмульсии с вязкостью, достаточной для тампонирования путей притока воды в порово-трещинном коллекторе. На практике, высоковязкие эмульсии для изоляционных работ приготавливают при интенсивном перемешивании на специальных установках с использованием диспергаторов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляции зоны осложнения в скважине, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал порций водного раствора гипана и хлористого кальция, разделенных оторочками воды (патент RU №2228427, Е21В 33/13, опубл. 10.05.2004 г.). До порций водного раствора гипана и хлористого кальция в изолируемый интервал закачивают жидкость с добавкой гидрофобизатора. Для создания нестационарного режима закачивания, обеспечивающего увеличение глубины тампонирования пласта, закачивание жидкости с добавкой гидрофобизатора осуществляют с периодическими остановками.

Недостатком известного способа является то, что образование тампонирующей массы происходит только на границе контакта растворов гипана и хлористого кальция. Основная часть объема гипана остается непрореагировавшей, что нецелесообразно, так как полученный объем тампонирующей массы может быть недостаточен для качественного проведения изоляционных работ. Кроме того, создание нестационарного режима закачивания, который мог бы повысить выход тампонирующей массы за счет улучшения перемешивания и увеличения объема контактирующих растворов гипана и хлористого кальция, производится только при закачивании жидкости с добавкой гидрофобизатора.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана.

Задача решается способом изоляции зоны осложнения в скважине с карбонатными коллекторами, включающим последовательное закачивание в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды, и последующее продавливание водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости.

Новым является то, что в пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия, затем в импульсном режиме производят закачку и продавливание водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, причем в процессе продавливания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость, и последующее возобновление закачивания продавочной жидкости после окончания ее излива, причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем. Производят подъем скважинного оборудования, затем в скважину до изолируемого интервала спускают насосно-компрессорные трубы. В пласт, представленный карбонатным коллектором, предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с породой водный раствор гидроксохлористого алюминия.

Гидроксохлористый алюминий (алюмохлорид) - отход производства, получаемый из отработанного катализаторного комплекса в процессе алкилирования бензола пропиленом. Гидроксохлористый алюминий выпускают по ТУ 2471-077-05766563-2006 (ОАО Казаньоргсинтез). При контактировании алюмохлорида с карбонатной породой образуется гель. Используют 4-7%-ный раствор алюмохлорида, при такой концентрации гель обладает оптимальными прочностными характеристиками. После закачивания гидроксохлористого алюминия в пласт производят выдержку на время реагирования с породой (карбонатным коллектором), например, в течение 8 часов для образования геля.

Образованный гель позволяет частично затампонировать пласт, т.е. снизить приемистость пласта в зоне осложнения скважины, иначе приемистость пласта будет большая и невозможно будет реализовать предлагаемый способ.

Исходя из опыта промысловых работ, определено, что для этого необходимо закачать в пласт по насосно-компрессорным трубам 15-20 м гидроксохлористого алюминия. После чего поднимают насосно-компрессорные трубы, оборудуют их забойным пульсатором жидкости, позволяющим производить импульсную закачку и продавку, а также производит стравливание, например, патент на изобретение RU №2400615, МПК8 Е21В 28/00; 43/25, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г. или патент на изобретение RU №2241825, МПК8 Е21В 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.

Для дальнейшего описания предлагаемого способа в качестве структурирующего реагента применим гипан, а в качестве структурообразователя: хлористый кальций. Для осуществления способа используют гипан по ТУ 6-01-166-89, производят в ЗАО «Завод Оргсинтез Ока» г.Дзержинск Нижегородской области и хлористый кальций по ГОСТ 450-77 «Кальций хлористый технический». Технические условия: производитель ОАО "Каустик" (г.Стерлитамак).

Далее спускают в скважину насосно-компрессорные трубы до интервала осложнения скважины, затем в насосно-компрессорные трубы закачивают последовательно порции 8-12%-ного водного раствора гипана и 20-30%-ного водного раствора хлористого кальция, разделенные оторочкой из пресной воды. Закачанные порции водного раствора гипана и хлористого кальция в импульсном режиме продавливают в изолируемый интервал закачиванием в насосно-компрессорные трубы продавочной жидкости в импульсном режиме.

В качестве продавочной жидкости может быть использована, например, пресная вода. Объем продавочной жидкости, объем и количество порций водного раствора гипана и хлористого кальция определяют в зависимости от геолого-технических условий по типовым методикам, используемым при проведении водоизоляционных работ с использованием гипана (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия). Объем оторочки из пресной воды составляет 0,2-0,3 м. В процессе продавливания водного раствора гипана и хлористого кальция, после закачивания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость, и последующее возобновление закачивания продавочной жидкости после окончания ее излива. Количество стравливаний зависит от количества циклов закачки.

Закачивание и продавливание жидкости происходит не равномерно, а со скачками давления, клапан пульсатора открывается, например при 6 МПа, а закачивание производим насосным агрегатом, например ЦА-320 на минимальной подаче (расходе). Набирается давление 6 МПа, клапан открывается и происходит подача порции продавочной жидкости, и давление вновь падает, т.к. расход насосного агрегата минимальный и клапан закрывается, когда снова наберется давление 6 МПа и процесс повторяется.

Штуцер принимают расчетного сечения в зависимости от диаметра колонны НКТ и давления, создаваемого при закачке изоляционного материала (8-12%-ного водного раствора гипана и 20-30%-ного водного раствора хлористого кальция). Опытном путем установлено, что штуцера с диаметром проходного сечения 10-12 мм достаточно, чтобы плавно стравливать давление из колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и давлении закачки 6,0 МПа, причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа.

Стравливание давления через штуцер позволяет медленно стравить избыточное давление, иначе стравливание произойдет быстро и гораздо больше чем на 0,4-0,6 МПа.

При каждом последующем стравливании порции изоляционного материала будут налагаться друг на друга и охватывать большую зону осложнения в скважине.

Кроме того, стравливание избыточного давления с изливом продавочной жидкости и последующее возобновление закачивания обеспечивает поступательно-возвратное движение порций водного раствора гипана и хлористого кальция в пласте. За счет периодического создания поступательно-возвратного движения происходит более интенсивное перемешивание порций водного раствора гипана и хлористого кальция в пласте, чем по прототипу. Водный раствор гипана является структурообразующим реагентом, а водный раствор хлористого кальция структурообразователем, при их взаимодействии образуется тампонирующая масса, обеспечивающая блокирование путей притока воды. Более интенсивное перемешивание способствует увеличению объема прореагировавших частей водного раствора гипана и хлористого кальция, при этом увеличивается выход водоизоляционной массы, блокирующей пути притока воды, возрастает стойкость водоизоляционного экрана к перепадам давления, и соответственно, повышается эффективность изоляции зон водопритока в скважине.

При реализации способа вместо водного раствора хлористого кальция может быть использована пластовая минерализованная вода хлоркальциевого типа или алюмохлорид.

Данный способ может быть применен при проведении ремонтно-изоляционных работ с использованием большинства известных водоизоляционных тампонажных композиций, состоящих из структурообразующего реагента и структурообразователя.

Например, в качестве структурообразующего реагента применяют гипан, синтетическую смолу, полиакриламид, жидкое стекло.

Например, в качестве структурообразователя применяют хлористый кальций, пластовую минерализованную воду, хромкалиевые квасцы, кислоту.

Например, используют водоизоляционные композиции на основе синтетических смол с кислотой в качестве структурообразователя или используют водоизоляционную композицию на основе жидкого стекла с хлористым кальцием в качестве структурообразоватя, при использовании водоизоляционных композиций на основе растворов полиакриламида и хромкалиевых квасцов в качестве структурообразователя.

Многие из водоизоляционных тампонажных композиций, состоящих из структурообразующего реагента и структурообразователя, в том числе и перечисленные выше, применяют для увеличения нефтеотдачи пластов, например, в потокоотклоняющих технологиях. Эти же водоизоляционные композиции применяют для изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. При проведении указанных видов работ предлагаемый способ так же может быть использован. Таким образом, в данном предложении достигается результат - увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции за счет их закачки и продвавки в импульсном режиме.

Создание более надежного водоизоляционного экрана достигается за счет того, что при порционной импульсной закачке происходит более интенсивное перемешивание в сравнении со стационарной закачкой и более глубокое проникновение изоляционного материала в зону осложнения, а накладывающиеся друг на друга порции укрепляют водоизоляционный экран.

Пример практического применения.

В обводненную скважину с эксплуатационной колонной с условным диаметром 168 мм, текущим забоем 1008 м и интервалом перфорации пласта 992-998 м (зона осложнения скважины, представленная карбонатным коллектором) до глубины 988 м спускают насосно-компрессорные трубы с условным диаметром 73 мм. В пласт предварительно закачивают 5%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия в объеме 15 м3 и оставляют на реагирование с породой пласта в течение 12 часов.

Далее в насосно-компрессорные трубы, оборудованные забойным импульсным пульсатором в импульсном режиме, закачивают последовательно насосом цементировочного агрегата ЦА-320М 0,2 м3 пресной воды, 3 м3 10%-ного водного раствора гипана, 0,2 м3 пресной воды, 2 м3 20%-ного водного раствора хлористого кальция. Этот цикл закачивания в импульсном режиме повторяют 3 раза, затем в импульсном режиме продавливают закачанные реагенты в интервал перфорации закачиванием в насосно-компрессорные трубы продавочной жидкости (пресной воды).

Объем продавочной жидкости составляет 5,5 м (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего управления). Процесс импульсной закачки проходит при давлении 6,0 МПа. После закачивания в насосно-компрессорные трубы 3,5 м пресной воды, т.е. после перепродавливания закаченных реагентов в интервал перфорации пресной водой на 0,5 м3, закачку останавливают и стравливают давление в насосно-компрессорных трубах с изливом пресной воды в мерную емкость цементировочного агрегата через штуцер. При стравливании давления в насосно-компрессорных трубах с 6,0 МПа до 0 МПа в мерную емкость излилось 0,4 м3 сточной воды. В насосно-компрессорные трубы закачивают излившиеся 0,4 м3 сточной воды и дополнительно еще 0,5 м3 пресной воды (всего 0,9 м3), при этом давление закачивания вновь поднимается до 6,0 МПа. Стравливают давление с изливом сточной воды в мерную емкость цементировочного агрегата через штуцер до 0,5 МПа и повторно закачивают в насосно-компрессорные трубы излившуюся сточную воду, и еще дополнительно 0,5 м3 сточной воды.

Подобным образом, периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом сточной воды по насосно-компрессорным трубам в мерную емкость цементировочного агрегата через штуцер и при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,5 МПа с последующим возобновлением закачивания пресной воды, после окончания ее излива повторяют до закачивания всего запланированного объема пресной воды, равного 5,5 м3.

После закачивания последней порции пресной воды стравливание избыточного давления не производят, а ожидают, пока давление самопроизвольно не снизится до 0 МПа с течением времени. Далее насосно-компрессорные трубы в целях безопасности приподнимают на 200 м и оставляют скважину на реагирование в течение 48 часов.

Предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана.

Способ изоляции зоны осложнения в скважине с карбонатными коллекторами, включающий последовательное закачивание в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды, и последующее продавливание водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости, отличающийся тем, что в пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия, затем в импульсном режиме производят закачку и продавливание водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, причем в процессе продавливания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость, и последующее возобновление закачивания продавочной жидкости после окончания ее излива, причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи.
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины. .

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. .

Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ жидкостей и газов и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ по восстановлению герметичности технологических скважин различного назначения и их вторичному цементированию.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.

Наверх