Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Известен способ изоляции и зоны поглощения (патент РФ №1774689, опубл. 10.01.1996 г.), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину одновременно-раздельно двух потоков. Первый поток содержит гипан (0,01-1,0%), жидкое стекло 2-6%, воду, второй поток - водный раствор кислоты (0,44-4,0% по кислоте). Дополнительно потоки закачивают в пласт. Дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока. Количество дополнительной кислоты 5-35% от общего объема состава. Продавливают состав в пласт пресной водой в течение 8-12 ч. Выдерживают скважину в течение 2-3 суток. После этого скважину запускают в эксплуатацию.

Недостатком данного способа является длительность структурирования изолирующего материала (до трех суток), в результате чего в условиях высокой приемистости изолируемой зоны изолирующий состав может быть поглощен, не успев отвердеть, что приведет к снижению эффективности ремонтных работ.

Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2128768, опубл. 10.04.1999 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку изолирующего агента в скважины при обводнении добывающих скважин на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. В качестве изолирующего агента используют гелевую композицию, состоящую из силиката натрия, концентрированной соляной кислоты, полимера, древесной муки и воды.

Недостатком данного способа является высокая коррозионная активность соляной кислоты, по отношению к внутрискважинному оборудованию, сложность приготовления водоизоляционного состава ввиду его многокомпонентности, а также дефицитность древесной муки как исходного компонента, ввиду ограниченности ее производства. Кроме того, недостатком является также включение в состав полимерного вещества, которое, также как и силикат натрия, и является самостоятельным гелеобразователем. Присутствие всех этих веществ в одном составе не улучшает его технических и прочностных качеств.

Известен способ получения состава для изоляции водопритока в скважину (патент РФ №2081297, опубл. 10.06.1997 г.), содержащий силикат натрия, электролит, воду, многоатомный спирт и древесную муку.

Недостатком данного способа является низкая эффективность применения в низкопроницаемых поровых коллекторах ввиду высокой вязкости и наличия в водоизолирующем составе взвешенных частиц древесной муки, не способных фильтроваться в пористую среду ввиду своих размеров. Кроме того, водоизоляционный состав сложен в приготовлении ввиду своей многокомпонентности.

Известен способ получения состава для регулирования проницаемости обводненных продуктивных пластов с карбонатными коллекторами (патент РФ №2125156, 20.01.1999 г.), включающий раствор хлорида алюминия и соляную кислоту. В качестве раствора хлорида алюминия используется отход производства изопропилбензола и 15%-ный раствор соляной кислоты в соотношении 2:1.

Недостатком данного способа является реагирование водоизоляционного состава с карбонатными породами коллектора, которые могут быть различными по своему минералогическому составу, что приводит к изменению структурно-механических свойств водоизоляционного экрана. Кроме того, образование геля происходит не в полном объеме от закаченных в пласт исходных реагентов, в связи с плохим перемешиванием в поровом пространстве и взаимодействием состава с минерализованной пластовой водой.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип, включающий в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 ч, технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.

Недостатком данного способа является продолжительный период гелеобразования (6-10 ч) при значениях вязкости, близких к вязкости воды (1,2-10 мПа·с), в результате чего при высокой проницаемости изолируемых интервалов гелеобразующий состав может быть поглощен, не успев структурироваться, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ. Кроме того, использование в качестве сырья водных растворов силиката натрия и ацетата хрома вызывает дополнительные затраты на транспортировку реагентов и сложности обработок скважин при отрицательных температурах в связи с замерзанием исходных компонентов.

Технический результат заключается в снижении добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин.

Технический результат достигается тем, что осуществляется закачка в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду, метасиликат натрия и хромокалиевые квасцы при следующем соотношении реагентов, маc. %:

Метасиликат натрия 5-20
Хромокалиевые квасцы 3-9
Вода Остальное,

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляется прокачка раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживается технологическая пауза продолжительностью 12-18 часов, после чего скважина запускается в работу.

Описываемый способ поясняется таблицей, в которой приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией метасиликата натрия 10% маc.

Способ осуществляют следующим образом.

Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляется исследование профиля приемистости нагнетательной скважины, выявляются интервалы с повышенной закачкой вытесняющего агента.

До интервала с повышенной приемистостью поднимается башмак насосно-компрессорных труб. Производится опрессовка скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава.

Рассчитывается необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Для приготовления водоизоляционного состава рассчитанный объем пресной воды делится на две равные части, куда добавляется метасиликат натрия и хромокалиевые квасцы и осуществляется перемешивание до полного их растворения. После этого производится совместное перемешивание двух растворов в течение 10 минут

Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивается оторочка пресной воды объемом не менее 10 м3. Закачивание оторочки пресной воды позволяет снизить концентрацию катионов кальция в флюидах, насыщающих призабойную зону пласта, и таким образом предотвратить неконтролируемое преждевременное выпадение осадка при контакте пластовой воды и водоизоляционного состава.

Далее осуществляется закачка водоизоляционного состава. При закачке состав в связи с гидродинамической селективностью в первую очередь поступает в более проницаемые промытые водой пропластки. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливается в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80% от нормальной приемистости скважины. Низкая вязкость композиции (1-15 мПа·с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.

После продавки водоизоляционного состава в пласт осуществляется промывка ствола скважины раствором пресной воды и выдерживается технологическая пауза в течение 3-4 часов. По истечении указанного промежутка времени в скважину прокачивается оторочка 15% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1 объема пор призабойной зоны пласта, затем осуществляется повторная промывка пресной водой ствола скважины от раствора щелочи.

После промывки скважина останавливается на технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых водой интервалах продуктивного пласта, тем самым снижая его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступаемой в скважину воды.

Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях одного из месторождений Западной Сибири с использованием пластовой нефти и воды, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

В таблице 1 приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией метасиликата натрия 10% мас., рекомендуемого для применения на месторождениях с пластовой температурой до 90°C. Изменением концентрации хромокалиевых квасцов регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.

Способ иллюстрируется следующими примерами.

Пример. Производится операция по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 200 м3/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составит 160 м3/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивается водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (150 м3 по данным гидродинамических исследований). Используется состав, содержащий 10% метасиликата натрия и 5,9% хромокалиевых квасцов, с учетом того, что плотность данного состава 1100 кг/м3, суммарная масса необходимого количества химических реагентов составит 165000 кг: 16500 кг метасиликата натрия (10% маc.), 9735 кг хромокалиевых квасцов (5,9% маc.) и 138,88 м3 пресной воды (84,1% маc.). При этом начальное напряжение сдвига водоизоляционной композиции составит 120 Па, пластическая прочность 1646 Па, а время гелеобразования 106 минут. После закачки требуемого объема композиции производится промывка пресной водой ствола скважины от остатков водоизоляционного состава и выдерживается технологическая пауза в течение 3 часов.

После выдержки технологической паузы в скважину прокачивается оторочка объемом 15 м3 водного раствора гидроксида натрия (15% маc.), плотностью 1164 кг/м3; суммарная масса химических реагентов для приготовления расчетного объема раствора щелочи составит 17460 кг: 2619 кг гидроксида натрия (15% маc.) и 14,841 м3 пресной воды (85% маc.).

После прокачки раствора щелочи производится повторная промывка пресной водой ствола скважины. Далее скважина закрывается на 12 часов для выдерживания технологической паузы, необходимой для набора водоизоляционным составом максимальной прочности.

Табл.1
Концентрация хромокалиевых квасцов, % мас. Пластическая прочность геля, Па Время гелеобразования, минуты Начальное напряжение сдвига, Па
5,7 1177 315 96
5,8 1350 125 100
5,9 1646 108 120
6 1296 72 99

Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, отличающийся тем, что в указанный состав добавляют метасиликат натрия и, в качестве инициатора процесса гелеобразования, хромокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Метасиликат натрия 5-20%
Хромокалиевые квасцы 3-9%
Вода Остальное,

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение извлечения нефти. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас. метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас. хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

Наверх