Способ изоляции зон водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2494229:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.

Известен способ образования фильтрующей массы в затрубном пространстве скважины (патент RU 2059797, МПК Е21В 43/02, опубл. 10.05.1996). Способ включает последовательное раздельное закачивание порций силиката натрия (стекла жидкого натриевого) и водного раствора хлористого кальция с последующим осуществлением посредством компрессора возвратно-поступательного движения закачанных реагентов в пласте.

Недостатком известного способа является то, что возвратно-поступательное движение реагентов в пласте не обеспечивает их полноценное перемешивание. Стекло жидкое натриевое и водный раствор хлористого кальция, перемещаясь в пласте, вытесняют друг друга. Характер вытеснения носит «поршневой» характер, при этом реагенты мало внедряются друг в друга, а образование фильтрующей (тампонирующей) массы происходит только на границе контакта реагентов. Основная часть объема стекла жидкого натриевого остается непрореагировавшей, а объем образующейся только на границе контакта тампонирующей массы недостаточен для надежного тампонирования путей притока воды.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах (патент RU 2164589, МПК Е21В 43/08, опубл. 27.03.2001). Способ включает прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже 30°С, закачку оторочки безводной нефти, закачку водного раствора хлорида кальция (хлористого кальция) с плотностью не ниже 1500 кг/м3, продавливание данного раствора в пласт пресной водой, формирование фильтра закачиванием 25-30% суспензии в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5-25% вес. реагента (РДН) для добычи нефти.

Недостатком известного способа является то, что снижение водопритока достигают тампонированием путей поступления воды кристаллами хлористого кальция, выпадающими из водного раствора хлористого кальция из-за уменьшения растворимости при снижении температуры. Указанные кристаллы подвержены растворению водой, содержащейся в пласте, и эффект от подобных работ, как правило, кратковременный.

Технической задачей предложения является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.

Техническая задача решается способом изоляции зон водопритока в скважине, включающим закачивание в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3.

Новым является то, что после закачки водного раствора хлористого кальция производят технологическую выдержку в течение 8-12 ч, далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого.

При реализации способа используют хлористый кальций технический, например, в жидком виде, производимый по ГОСТ 450-77 в ОАО «Сода», г.Стерлитамак, стекло жидкое натриевое, производимое по ГОСТ 13078-1981 в ООО "НТЦ "Компас", г.Казань, углеводородные жидкости, например, нефть плотностью 800-900 кг/м3 по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть, технические условия или другие на ее основе, например, дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или керосин для технических целей по ГОСТ 18499-73.

Способ может быть реализован следующим образом. Работы проводят в обводнившейся нефтедобывающей скважине. В емкость, оборудованную перемешивающим устройством (например, лопастного типа), закачивают пресную воду. Пресную воду в емкости подогревают перегретым до температуры 200-220°C водяным паром, например, перемешиванием пресной воды с водяным паром, подаваемым в емкость по паропроводу, или с помощью электрического нагревателя до температуры 70-90°C. Подогретую пресную воду в емкости размешивают перемешивающим устройством, при этом одновременно с перемешиванием приливают хлористый кальций технический. В процессе перемешивания периодически замеряют плотность полученного раствора хлористого кальция, при достижении плотности не менее 1500 кг/м3 приливание хлористого кальция прекращают. Замеряют температуру приготовленного раствора. Если температура приготовленного раствора хлористого кальция соответствует 70-90°C, его сразу закачивают в изолируемый пласт с низкой температурой (до 30°C). Если температура приготовленного раствора хлористого кальция менее 70°C, его до закачивания в пласт дополнительно подогревают, способ подогрева используют такой же, как и при подогреве пресной воды. Закачиваемый в скважину раствор хлористого кальция подогревают до температуры не менее 70°С, так как при меньшей температуре из раствора хлористого кальция при закачивании в скважину по мере его остывания уже могут начать выпадать кристаллы хлористого кальция. Разогрев указанного раствора до температуры более 90°C нецелесообразен, так как это не влияет на возможность и эффективность применения способа, но увеличивает затраты средств и времени на разогрев, поэтому при температуре водного раствора хлористого кальция более 90°C следует произвести выдержку раствора с периодическим замером температуры раствора на остывание до достижения им температуры 90°C.

После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч, в течение которой раствор хлористого кальция остывает в пласте, время определено из опыта практических работ. В течение этого времени при снижении температуры из-за уменьшения растворимости из водного раствора хлористого кальция выпадают кристаллы хлористого кальция. Указанные кристаллы располагаются в пласте на протяжении всего пространства, куда был закачан раствор хлористого кальция. Кристаллы хлористого кальция располагаются в пласте разрозненно и по пространству так, что между кристаллами могут продвигаться жидкости, закачиваемые в скважину позднее.

Кристаллы хлористого кальция, выпадающие в пласте, являются инициаторами образования геля из закачиваемого в последующем в пласт стекла жидкого натриевого. Раствор хлористого кальция используют плотностью не менее 1500 кг/м3, так как при меньшей плотности объем выпадающих в пласте кристаллов может быть недостаточен для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. При применении способа в пластах с температурой более 30°C объем выпадающих в пласте кристаллов так же может быть недостаточен для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, поэтому способ применим для пластов с низкой температурой (менее 30°C).

После проведения выдержки в течение 8-12 ч, остывания раствора хлористого кальция в пласте и выпадения кристаллов хлористого кальция в пласте, в пласт последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости (нефти, дизельного топлива, керосина и т.п.) и стекло жидкое натриевое. Оторочка углеводородной жидкости оттесняет (продавливает в пласт) закачанный ранее раствор хлористого кальция, предотвращает мгновенное образование геля на границе контакта раствора хлористого кальция и закачиваемого в дальнейшем стекла жидкого натриевого, что позволяет закачать весь запланированный объем стекла жидкого натриевого в пласт. Установленный из опыта промысловых работ объем оторочки углеводородной жидкости составляет 2-6 м3. Далее закачивают и продавливают пресной водой разогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое, причем подогревание стекла жидкого натриевого производят аналогично тому, как подогревают хлористый кальций. Объемы закачиваемых раствора хлористого кальция и стекла жидкого натриевого равны и составляют 3-20 м3 в зависимости от коллекторских свойств пласта, что так же определено из опыта промысловых работ. Закачанное в пласт стекло жидкое натриевое занимает в пласте пространство, в которое ранее закачали раствор хлористого кальция, и в котором выпали кристаллы хлористого кальция. Далее скважину оставляют на 24-48 ч для реагирования стекла жидкого натриевого с кристаллами хлористого кальция. При контактировании кристаллов хлористого кальция со стеклом жидким натриевым во всем объеме последнего образуется водоизоляционный экран, блокирующий пути притока воды. Разогрев стекла жидкого натриевого до температуры 70-90°C необходим для интенсивного взаимодействия кристаллов хлористого кальция со стеклом жидким натриевым и образования водоизоляционного экрана из геля в течение более короткого времени.

Образование водоизоляционного экрана во всем объеме закачиваемого стекла жидкого натриевого обеспечивает создание более прочного водоизоляционного экрана по сравнению с прототипом так как, в предлагаемом способе после закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч, а затем последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, что способствует созданию более прочного водоизоляционного экрана и обеспечивает увеличение эффективности изоляции зон водопритока, таким образом, решается техническая задача предложения.

Пример практического применения. В нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1125 м и интервалом перфорации 1111-1114,8 м продукция обводнилась до 98%. Температура в интервале продуктивного пласта в скважине 23°C. В скважину на глубину 1080 м спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм. Через НКТ в пласт закачали 10 м3 водного раствора хлористого кальция плотностью 1530 кг/м3, разогретого с помощью передвижной парогенераторной установки до температуры 77°C. Произвели выдержку в течение 12 ч, после чего по НКТ в пласт последовательно закачали 4 м3 нефти легкой фракции, например, плотностью 900 кг/м3 и 10 м3 разогретого до температуры 70°C стекла жидкого натриевого с продавкой пресной водой в объеме 3,5 м3. Далее скважину оставили в течение 48 ч на реагирование. После чего скважину освоили и пустили в эксплуатацию, обводненность продукции скважины снизилась до 37%, а дебит по нефти увеличился в 1,2 раза.

Применение предложения позволяет снизить обводненность продукции скважины на 40-70%, при этом снижение обводненности продукции приводит к увеличению дебита по нефти в 1,2-1,6 раз.

Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий закачивание в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3, отличающийся тем, что после закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч, далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте 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 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 нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
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.
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.

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.
Наверх