Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )



Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )

 


Владельцы патента RU 2550623:

БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. (US)

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции: введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт; создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону; введение предшественника геля в зону и создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа. 2 н. и 38 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.

 

Область применения изобретения

Настоящее изобретение имеет отношение к способу исправления и/или задержки (подавления) прорыва рабочей жидкости в ходе добычи углеводородов, в частности тяжелой/вязкой нефти, из подземного коллектора, например, когда возникает связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной во время операции заводнения.

Предпосылки к созданию изобретения

Многие месторождения нефти содержат коллекторы, в которых нагнетательные скважины, задействованные в операции заводнения, имеют или получают прямую или косвенную связь по давлению с соседними эксплуатационными скважинами. Когда возникает эта связь по давлению, происходит прорыв нагнетаемой воды в добывающую скважину и, таким образом, увеличивается водонефтяной фактор и снижается добыча нефти. В результате, процесс заводнения прерывается. Этот прорыв нагнетаемой воды является серьезной проблемой, которая становится более частой по мере старения месторождения нефти. Аналогичная проблема для стандартного заводнения коллектора легкой нефти в общих чертах описана в патенте США 7,243,720.

Используемый здесь термин "вязкая/тяжелая нефть" (или для упрощения ссылки просто "тяжелая нефть") означает нефть с плотностью 30°API (30 градусов Американского нефтяного института) или меньше, а обычно меньше чем 25°API. Некоторые коллекторы тяжелой нефти на Аляске (США) или в Канаде могут иметь плотность меньше чем 17°API и даже такую низкую плотность, как 10°API.

Несмотря на то что может существовать указанная связь, нагнетательная скважина может все еще поддерживать давление нагнетания, так что операция заводнения коллектора не полностью прекращается. Типично, разность давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя эксплуатационной скважины составляет ориентировочно от 1000 до 2000 psi (фунтов на квадратный дюйм), а обычно от 1200 до 1500 psi при нормальном заводнении тяжелой/вязкой нефти. Когда возникает связь, эта разность давлений снижается. В тяжелых случаях, таких как акт обхода матричной породы или "МВE" (что описано далее более подробно), заводнение зачастую полностью прекращается, что приводит к тому, что давление нагнетания забоя нагнетательной скважины становится по существу равным давлению эксплуатации забоя добывающей скважины.

Способ заводнения также может быть использован для добычи тяжелой/вязкой нефти из коллектора в сочетании с холодным способом добычи, в котором получают песок вместе со смесью воды и нефти. Этот холодный способ добычи иногда называют CHOPS способом (холодный способ добычи тяжелой нефти с песком). Стандартное заводнение коллекторов тяжелой/вязкой нефти становится невозможным по причине очень больших градиентов давления или преждевременного прорыва воды, как уже было указано здесь выше, причем оба эти аспекта могут приводить к низкой приемистости или к плохому коэффициенту охвата, что приводит к снижению нефтеотдачи. Более того, по причине повышенной вязкости тяжелой нефти она подвержена образованию языков. Выработка песка не является острой проблемой при добыче тяжелой/вязкой нефти, так как скважины предназначены, как в случае CHOPS способа, для добычи нефти вместе с песком.

Специфической характеристикой CHOPS способа, которая создает беспокойство при заводнении, является образование так называемых "червоточин" или каналов, которые образуются тогда, когда мелкие фракции удаляют из породы коллектора при добыче смеси нефти с песком. В статье Tremblay et al. "Simulation of Cold Production in Heavy-Oil Reservoirs: Wormhole Dynamics", SPE Reservoir Engineering (May 1997) at pages 110-117, сообщается, что удаление мелких фракций повышает проницаемость породы по мере образования червоточин. Кроме того, материнская порода становится слабее и слабее по мере продолжения процесса до момента, когда часть горной породы может обрушиться, создавая большие объемы песка и оставляя "карман" в коллекторе. Области повышенной проницаемости породы, в которых удалены мелкие фракции, также иногда называют областями "ореола". Образование червоточин описано, например, в патенте США 7,677,313, который полностью включен в данное описание в качестве ссылки. Червоточины могут содержать зоны "карманов" и/или области "ореола".

На стороне нагнетания воды может происходить так называемое образование языков нагнетаемой воды через тяжелую нефть, что также становится существенным фактором. Образование языков воды делает процесс заводнения неэффективным.

Когда добывающая и нагнетательная скважины являются активными при заводнении тяжелой/вязкой нефти, тогда, не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что червоточина со стороны добывающей скважины будет искать источник относительно высокого давления нагнетательной скважины, а соответствующий язык воды со стороны нагнетательной скважины будет искать пониженное давление добывающей скважины. Когда этот язык воды соединяется с червоточиной добывающей скважины, водонефтяной фактор добытых флюидов резко увеличивается и возникает связь по давлению между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.

Упомянутые выше акты обхода матричной породы (MBE′s) представляют собой специфическую проблему при заводнении многих коллекторов тяжелой/вязкой нефти, когда используют холодный способ добычи, такой как CHOPS способ. По существу, нагнетающая воду скважина образует прямую связь по давлению со скважиной добычи нефти. Заключение о возникновении МВБ в большинстве случаев можно сделать тогда, когда разность давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя эксплуатационной скважины (ΔPbh) имеет значительное снижение в течение относительно короткого периода времени, например снижение ΔPbh ориентировочно по меньшей мере 100 psi в течение времени 12 часов. В наиболее тяжелых случаях разность давлений (ΔPbh) может быть меньше чем 200 psi и даже меньше чем 100 psi, то есть давление забоя нагнетающей воду скважины приближается и почти становится равным давлению забоя эксплуатационной скважины. Эта цепь короткого замыкания нагнетаемой воды может сделать заводнение неэффективным и сделать добычу нефти экономически нерентабельной, так как нагнетательная скважина и добывающая скважина будут в первую очередь только производить циркуляцию воды.

В указанном выше патенте США 7,677,313 раскрыт способ регулирования притока воды в скважину за счет блокирования каналов с высокой проницаемостью. Способ предусматривает использование как неупрочненного, так и упрочненного геля, который вводят в канал для блокирования потока воды через него. В патенте США 6,720,292 раскрыто использование упрочненного глиной геля для регулирования расхода жидкости, в то время как в патенте США 7,350,572 раскрыто использование смеси жидкости для обработки (студенистого кислотного материала) и волокна для контроля потерь флюида из скважины.

Несмотря на то что некоторые из этих способов позволяют блокировать поток жидкости, использованные в них материалы не позволяют обеспечивать полное уплотнение, так что любое блокирование является только временным, что приводит к относительно быстрому появлению вновь притока жидкости.

Что необходимо, так это способ, который мог бы быть использован для исправления или ремонта зоны, в которой имеются червоточины, в которых свободный поровый объем и связанная с ним область ореола созданы за счет добычи песка, как в случае CHOPS типа холодного способа добычи, что приводит к нежелательной связи по давлению между эксплуатационной скважиной и связанной с ней скважиной для нагнетания рабочей жидкости. Такой способ мог бы быть использован для контроля потока жидкости и восстановления эффективности соответствующей операции заводнения и для увеличения количества добытых углеводородов.

Раскрытие изобретения

Указанные ранее и другие задачи и преимущества достигнуты при помощи настоящего изобретения, которое в соответствии с одним его аспектом направлено на создание способов исправления свободных поровых объемов и/или областей ореола в имеющей высокую проницаемость зоне подземного пласта, причем указанные свободные поровые объемы или области ореола образуются за счет использования рабочей жидкости, например, при заводнении во время добычи тяжелой/вязкой нефти из пласта.

Таким образом, в соответствии с вариантами осуществления настоящее изобретение направлено на создание способа исправления зоны в подземном, содержащем углеводород пласте, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из скважины для нагнетания рабочей жидкости через зону в эксплуатационную скважину. Зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола внутри зоны, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины. Таким образом, зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способ включает в себя следующие операции:

введение закупоривающей композиции в зону, причем указанная закупоривающая композиция содержит цементный раствор, который может быть закачан в зону;

создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;

введение предшественника геля в зону; и

создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.

В соответствии с другими вариантами осуществления настоящее изобретение направлено на создание способа исправления зоны в подземном пласте, содержащем тяжелую/вязкую нефть, чтобы задержать прорыв воды из скважины для нагнетания воды через зону в эксплуатационную скважину. Зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи тяжелой/вязкой нефти через эксплуатационную скважину. Таким образом, зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способ включает в себя следующие операции:

введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, причем закупоривающая композиция содержит раствор цементного материала, который может быть закачан в зону;

создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;

введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;

введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;

создание условий для схватывания полимерного предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.

Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалистам в данной области после анализа приведенного далее подробного описания изобретения вместе с примерами и приложенной формулой изобретения. Следует иметь в виду, что варианты осуществления настоящего изобретения могут иметь различные формы. Таким образом, описанные далее специфические варианты осуществления приведены только в качестве примера и не предназначены для ограничения патентных притязаний изобретения только этими специфическими вариантами.

Указанные ранее и другие характеристики, преимущества и задачи изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.

Однако следует иметь в виду, что на приложенных чертежах показаны только типичные варианты осуществления изобретения, так что их не следует понимать как ограничивающие патентные притязания изобретения, так как настоящее изобретение может иметь и другие не менее эффективные варианты его осуществления.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показан график давления нагнетания на устье скважины (psi) и накопленного объема в функции времени для нагнетательной скважины, который может быть использован для того, чтобы определить, имеет ли зона высокой проницаемости свободный поровый объем.

На фиг.2 показан разрез пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть, который имеет зону, исправленную в соответствии с настоящим изобретением и содержащую пробки из сшитого полимерного геля и пробки из цементного материала (THERMATEK), в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, описанным в Примере, который обсуждается ниже.

На фиг.3 показан график давления (psi) на устье скважины в функции расхода (BWPD, баррелей воды в сутки) при нагнетании, до и после прорыва, а также после обработки, для скважины MPE-33SS, что обсуждается далее касательно Сравнительного Примера.

На фиг.4 показан график давления (psi) на устье скважины в функции расхода (BWPD, баррелей воды в сутки) до и после прорыва, а также после обработки, для скважины MPS-33LS, что обсуждается далее касательно Сравнительного Примера.

На фиг.5 показан разрез пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть (вверх по восстанию пласта), который при помощи методологии анализа, которая обсуждается ниже, определен как имеющий свободный поровый объем ("МВБ") и связанную с ним область ореола, которые требуют исправления с использованием как пробок из сшитого полимерного геля, так и пробок из цементного материала (THERMATEK), в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг.6 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.5, после исправления свободного порового объема ("МВЕ") в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, то есть за счет использования пробки из цементного материала (THERMATEK). Ранее схватывания цементный материал удерживается на месте при помощи пробки из полимерного геля.

На фиг.7 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.6, причем показано дополнительное исправление области ореола, связанной со свободным поровым объемом ("МВЕ"), в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Область ореола исправлена за счет нагнетания предшественника геля в зону, содержащую область ореола.

На фиг.8 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.7, когда возобновлено заводнение после исправления как свободного порового объема, так и области ореола соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ контроля потока жидкости внутри одной или нескольких зон высокой проницаемости внутри подземного пласта, которые имеют связь со стволом скважины, причем "зоной высокой проницаемости" считают любой канал, который имеет связь со стволом скважины и который имеет существенно более высокую проницаемость для флюидов, чем средняя проницаемость пласта, окружающего скважину. Считают, что имеется зона высокой проницаемости, если связь между такой зоной и стволом скважины приводит к существенному изменению разности давлений забоя между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной (ΔPbh) в течение относительно короткого промежутка времени, например, по меньшей мере 50 psi, а преимущественно по меньшей мере 100 psi, в течение периода времени 12 часов. В самых тяжелых случаях разность давлений ΔPbh может быть меньше чем 200 psi и даже меньше чем 100 psi, так что давление нагнетания воды забоя скважины для нагнетания воды приближается и почти становится равным давлению забоя эксплуатационной скважины. Что касается объема такой зоны (такой, как червоточина), то свободный поровый объем зоны может быть по меньшей мере 10 баррелей на 1000 футов в наиболее тяжелых случаях и составлять всего 0.05 барреля на 1000 футов в самых легких случаях связи по давлению.

В одном из примеров зона высокой проницаемости может иметь одну или несколько трещин или неоднородностей внутри пласта. В другом примере зона высокой проницаемости может иметь одну или несколько пустот (или разрывов) в пласте, окружающем ствол скважины или смежном со стволом скважины, причем пустоты (карманы) могут быть естественного происхождения, однако при добыче тяжелой/вязкой нефти первостепенный интерес представляют собой карманы, которые образуются в ходе добычи углеводородов из скважины. В соответствии с некоторыми специфическими вариантами настоящего изобретения зоны высокой проницаемости содержат червоточины, а именно червоточины, связанные с коллекторами тяжелой нефти, которые возникают за счет использования технологий холодной добычи тяжелой нефти с песком ("CHOPS").

Эти зоны высокой проницаемости в основном содержат свободный поровый объем и также область повышенной проницаемости, связанную со свободным поровым объемом и называемую областью ореола. Полагают, что область ореола содержит пористый, или рыхлый или слабо уплотненный неконсолидированный твердый материал. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением преимущественно позволяет избирательно блокировать червоточины, связанные с холодными эксплуатационными скважинами, которые подверглись прорыву воды и, таким образом, имеют тенденцию к относительному увеличению процентного содержания воды в скважине. Можно полагать, что способ обработки в соответствии с настоящим изобретением преимущественно позволяет фильтровать червоточины, которые подверглись прорыву воды, за счет относительно низкой вязкости воды по сравнению с вязкостью углеводородов, таких как тяжелая нефть. В результате, способ в соответствии с настоящим изобретением особенно хорошо подходит для использования в тех случаях, когда вязкость углеводородов, добываемых из скважины, является относительно высокой, так как такие условия повышают степень преимущественной фильтрации, за счет способа обработки червоточин, которые имеют большую пропорцию воды.

Порода коллектора, окружающая такие червоточины, типично содержит материнскую породу из относительно плотно слежавшегося, но неконсолидированного песка. Тяжелая нефть содержится в этой песчаной материнской породе, причем проницаемость песчаной материнской породы типично намного ниже, чем проницаемость свободного порового объема или области ореола червоточины.

Способ предусматривает проведение последовательной обработки при помощи двух основных операций, одной из которых является введение закупоривающей композиции, которая содержит цементный материал, в зону высокой проницаемости, а второй операцией является введение предшественника геля в зону. Обычно является предпочтительным, чтобы за счет начальной операции введения цементного материала в зону следовала операция введения предшественника геля. Можно полагать, что закупоривающая композиция, которая содержит цементный материал, после схватывания, первично создает пробку внутри свободного порового объема зоны высокой проницаемости, в то время как предшественник геля, после схватывания, создает пробку внутри соответствующей области ореола зоны.

Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением может приводить к обработке, которая создает синергетическую комбинацию пробок или уплотнений и которая является особенно эффективной, например, при контроле связи по давлению и при контроле потока рабочей жидкости между парой нагнетательной и добывающей скважин в операции нагнетания рабочей жидкости, такой как заводнение, которую используют для добычи тяжелой/ вязкой нефти.

Закупоривающие композиции, которые могут быть использованы для практического осуществления настоящего изобретения, содержат цементный материал. Могут быть использованы различные цементные материалы, такие как портландцемент и оксисульфат магния, выпускаемый под торговой маркой MAGNAPLUS фирмой Baker Hughes. Также может быть использован цемент Sorel, который содержит оксихлорид магния.

Однако наиболее полезными являются цементные материалы с быстрым схватыванием, такие как цементы, содержащие оксид магния, а преимущественно оксихлорид магния, такие как описанные в вышеупомянутом патенте США 6,664,215. Аналогичные цементные композиции с быстрым схватыванием раскрыты в патентах США 7,544,641, 7,350,576 и 7,044,222, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Эти материалы выпускаются в промышленном масштабе фирмой Halliburton Energy Services Inc. под торговой маркой THERMATEK.

Особенно предпочтительными являются цементные материалы, которые претерпевают быстрое фазовое превращение из текучего раствора в твердое состояние, такие как описанные в патенте США 6,664,215. Это свойство известно как "схватывание под прямым углом" по причине характерной, идущей под резким углом (близким к "прямому углу") кривой вязкости материала в функции времени схватывания. Такие материалы также могут в основном не оказывать вредного влияния на пласты вокруг зоны высокой проницаемости за счет быстрого схватывания, которое ограничивает миграцию цементного материала в такие пласты. Однако следует иметь в виду, что некоторое проникновение раствора в области, окружающие свободный поровый объем, может быть желательным, чтобы содействовать стабилизации связанной области ореола зоны.

Известно, что различные другие компоненты могут быть добавлены в цементный материал, чтобы повысить его желательные свойства до нагнетания, такие как наполнители, стабилизаторы, катализаторы, утяжелители и упрочнители.

Закупоривающую композицию обычно приготавливают на буровой площадке, как цементный раствор. Обычно, композиция представляет собой водный раствор цементного материала. Композиция может быть приготовлена в цементном агрегате (мешалке), например в таком, которые выпускают фирмы Halliburton, Baker Hughes или Schlumberger. Типичный цементный агрегат содержит резервуар и перемешивающее устройство. Компоненты композиции могут быть перемешаны в периодическом или в непрерывном процессе. Затем раствор цементного материала может быть подан насосом и накачан непосредственно от цементного агрегата в ствол скважины. Могут быть использованы и другие подходящие устройства для перемешивания и нагнетания раствора в ствол скважины. Например, композиция может быть приготовлена в резервуаре подходящего объема, перемешана при помощи соответствующего оборудования и подана насосом и накачана в ствол скважины при помощи трехцилиндрового или двухцилиндрового бурового насоса. Предполагается, что приготовление композиции производят при температуре и давлении окружающей среды. Более низкие температуры увеличивают время достижения внутренней температуры композиции, при которой композиция схватывается, чтобы образовать материал в твердом состоянии.

Предполагается, что закупоривающая композиция может быть введена в нагнетательную скважину и/или в добывающую скважину в зависимости от того, какая из скважин имеет лучший доступ к зоне высокой проницаемости, в том, что касается ориентации скважины, использованного способа заканчивания скважины, а также задачи обработки. Было также обнаружено, что предпочтительным является введение порции вязкого геля, такого как гель с вязкостью значительно выше, чем вязкость описанного ниже предшественника геля, который также используют на практике для осуществления настоящего изобретения, например такого геля, который имеет вязкость по меньшей мере 500 сП или выше, например сшитого геля К-МАХ, выпускаемого фирмой Halliburton Energy Services, как до, так и после нагнетания закупоривающей композиции. Это смещает закупоривающую композицию в пласт и, таким образом, исключает возможность взаимодействия с нагнетательной скважиной и/или с добывающей скважиной, а также помещает пробку из вязкого геля до и после (с двух сторон) закупоривающей композиции, что содействует удержанию закупоривающей композиции на месте в желательном местоположении пласта до схватывания цементного материала. Однако в том случае когда объем подлежащей обработке зоны является относительно небольшим, например около 3 баррелей или меньше, тогда трудно сместить закупоривающую композицию по причине риска выталкивания по меньшей мере ее части из подлежащего обработке пласта.

Типично, после нагнетания в зону высокой проницаемости скважину закрывают (останавливают), при этом закупоривающая композиция застывает за счет геотермального нагревания раствора до температуры схватывания композиции, после чего она претерпевает фазовое превращение от текучего до твердого состояния. В случае использования некоторых цементных материалов, таких как ранее здесь указанный материал THERMATEK, во время схватывания композиция претерпевает экзотермическую реакцию, причем теплота, порожденная в реакции, содействует схватыванию материала. Таким образом, промежуток времени, необходимый для схватывания, зависит от выбранного цементного материала, но обычно 24 часа являются достаточными. При использовании некоторых цементов с быстрым схватыванием, таких как ранее здесь указанный материал THERMATEK, время схватывания может составлять всего 6 часов или меньше.

Как уже было указано здесь выше, способ в соответствии с настоящим изобретением дополнительно предусматривает введение материала предшественника геля в зону высокой проницаемости. Предшественник геля также может быть введен в зону высокой проницаемости через нагнетательную скважину и/или через добывающую скважину в зависимости от того, какая из скважин имеет лучший доступ к зоне высокой проницаемости, в том, что касается ориентации скважины, использованного способа заканчивания скважины, а также задачи обработки.

Материалы предшественника геля, используемые на практике для осуществления настоящего изобретения, могут содержать любой тип системы геля, в том числе широкий диапазон глинистых гелей и химических гелей, или их комбинации, однако в наиболее предпочтительном случае преимущественно используют систему полимерного геля.

Как правило, полимерный предшественник геля содержит полимерный гелеобразующий агент и сшивающий агент. Полимерные предшественники геля, которые используют в соответствии с настоящим изобретением, включают в себя предшественники, описанные в патентах США 7,131,493 и 7,299,882, а также в заявке на патент США 2005/0159319, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Другой полезный полимерный гелевый материал включает в себя полиамидные гели, выпускаемые фирмой Halliburton Energy Services Inc. под торговой маркой H2ZERO, которые подробно описаны в патенте США 7,131,493.

Также полезными в качестве полимерного предшественника геля в соответствии с настоящим изобретением являются предшественники, описанные в патентах США 4,683,949; 5,947,644; 6,186,231; 6,450,260; 7,328,743 и 7,510,011 и в заявке на патент США 2008/0110628, которые включены в данное описание в качестве ссылки, а в частности, гели на основе полиакриламида MARASEAL и MARCH, разработанные фирмой Marathon и выпускаемые фирмой Tiorco LLC. MARCIT гель содержит полиакриламидный гелеобразующий агент с относительно высоким молекулярным весом, в то время как MARASEAL гель содержит полиакриламидный гелеобразующий агент с относительно низким молекулярным весом.

Когда гель должен содержать сшивающий агент, тогда может быть использован любой сшивающий агент, который подходит для использования с выбранным гелеобразующим агентом. В тех вариантах, в которых гель содержит полиакриламидный гель, сшивающий агент может, например, содержать ацетат хрома.

Полимерные предшественники геля для обработки областей ореола типично имеют вязкость от 20 до 100 сП, а в различных вариантах обычно 30-60 сП.

Предшественник геля может дополнительно содержать упрочняющий материал. Упрочняющим материалом может быть любой подходящий твердый упрочняющий материал, такой как натуральные или синтетические частицы или волокна. Упрочняющий материал может содержать песок. Песком может быть добытый песок или это может быть сортовой песчаный продукт. Упрочняющий материал преимущественно содержит относительно мелкие частицы, чтобы свести к минимуму тенденцию осаждения упрочняющего материала снаружи от геля, а преимущественно частицы меньше чем 100 меш.

Предшественник геля может содержать любое количество упрочняющего материала, который, после схватывания, эффективно обеспечивает желательные свойства полученного геля.

В различных вариантах осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением может дополнительно содержать операцию введения некоторого количества вытесняющей жидкости в ствол скважины, а преимущественно в зону высокой проницаемости, чтобы смещать предшественник геля в зону и в направлении удаления от ствола скважины, так что, после схватывания, полученная гелевая пробка не мешает последующей работе скважины. Преимущественно вытесняющую жидкость нагнетают в ствол скважины непосредственно после введения предшественника геля в зону высокой проницаемости, так что предшественник геля не имеет возможности "осаждения" в областях, окружающих ствол скважины или поблизости от них. Когда не является необходимым или желательным смещение предшественника геля в направлении удаления от ствола скважины в пласт, тогда операция введения вытесняющей жидкости может быть опущена.

Вытесняющей жидкостью может быть любая жидкость, которая позволяет вытеснять предшественник геля и которая может оставаться в стволе скважины, не мешая его работе, или которая может быть промыта из ствола скважины, такая как вода, спирты (такие, как метиловый спирт), нефтяное топливо, такое как дизельное топливо, и сырая нефть. Преимущественно вытесняющей жидкостью является вода. Предпочтительнее вытесняющей жидкостью является добытая вода или пластовая вода, которую получают из ствола скважины, через который проводят обработку в соответствии с настоящим изобретением, или из другого ствола скважины. В арктических условиях, например на Аляске, где потенциальной проблемой является замерзание воды в стволе скважины рядом с областями вечной мерзлоты, преимущественно используют безводную вытесняющую жидкость или же сначала используют воду в качестве вытесняющей жидкости, а затем переключаются на безводную жидкость, такую как дизельное топливо, чтобы поддерживать гидростатический напор в стволе скважины во время закрывания скважины, когда гель схватывается.

После введения предшественника геля в зону способ дополнительно предусматривает закрывание (остановку) скважины после обработки на некоторый период времени для схватывания (гелеобразования) предшественника геля. Период времени схватывания обычно составляет 24 часа или больше.

Оценка степени связи по давлению.

Существуют различные технологии, которые могут быть использованы для оценки степени (опасности) связи по давлению и получения указаний относительно того, какие проектные объемы обработки и какую методологию исправления следует использовать.

Проверка при помощи индикатора.

За счет введения красного красителя, флуоресцеина, или другого растворимого в воде визуального индикатора в нагнетательную скважину, визуального обнаружения присутствия индикатора в добытых жидкостях из добывающей скважины и после этого за счет отбора образцов добытых жидкостей из добывающей скважины можно определить размер (объем) обработки для восстановления. Когда имеется зона высокой проницаемости, типичное время распространения от перфораций обсадной колонны нагнетательной скважины в перфорации обсадной колонны добывающей скважины составляет от 20 до 40 минут. Это связано с введением объема 15-40 баррелей воды при расстоянии между скважинами от 1,000 до 1,400 футов. За счет добавления в рабочую жидкость растворимого химического агента, такого как растворимая в воде соль, например около 1 фунта сульфата магния (английская соль - MgSO4·7H2O) на баррель раствора индикатора (в соль добавляют красный краситель, флуоресцеин или другие растворимые в воде визуальные индикаторы) - можно количественно определить фракцию, которая перемещается за счет зоны высокой проницаемости. Таким образом, как только красный краситель, флуоресцеин или другой визуальный индикатор будет обнаружен в добытой жидкости, можно периодически отбирать пробы для количественной оценки фракции индикатора, которая в этот момент проходит через зону высокой проницаемости. Умножение введенного объема воды, требующегося для перемещения индикатора из перфораций нагнетательной скважины в перфорации добывающей скважины, на фракцию индикатора, которая в этот момент добыта из добывающей скважины, дает оценку объема обработки.

Разность давлений забоя между нагнетательной и добывающей скважинами

Оценка связности нагнетательной скважины и добывающей скважины становится возможной, если имеется градиент разности давлений забоя нагнетательной скважины и добывающей скважины (при одинаковом отсчете). Были сделаны следующие допущения: 1) вся нагнетаемая жидкость поступает в зону высокой проницаемости (в червоточину) у нагнетательной скважины; 2) зона (червоточина) имеет ориентировочную конфигурацию в виде цилиндра с областями, которые позволяют рабочей жидкости просачиваться в окружающий пласт (как из шланга с течью); 3) зона (цилиндрической формы) разделена на множество секций для расчета потери напора на трение потока внутри зоны; 4) утечка каждой секции пропорциональна разности давлений между давлением коллектора и давлением в секции зоны; 5) режим течения для каждой секции определяется числом Рейнольдса; 6) падение давления через каждый сегмент червоточины вычисляют для средних параметров этой секции; и 7) фракция индикатора, которая получена за счет добывающей скважины, представляет собой фракцию введенной воды непосредственно при прорыве. При указанных допущениях и с использованием стандартных расчетов можно произвести оценку эквивалентного диаметра зоны, который соответствует фактическим данным нагнетания и добычи, и за счет этого получить оценку эквивалентного объема зоны (червоточины) между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.

Сравнение двух вычислений размера зоны (за счет проверки при помощи индикатора и за счет разностей давлений нагнетания в забой, что описано здесь выше) дает руководство для классификации обработки.

Проверка интерференции

Уже известен анализ коллектора, при котором нагнетают воду в нагнетательную скважину и затем контролируют характеристику давления в добывающей скважине. Проверка интерференции скважин за счет давления описана в книге John Lee Well Testins. Chapter 6, pps.89-99 (1982 Soc. Of Pet. Eng., AIME). Эту проверку преимущественно осуществляют, когда добывающая скважина остановлена. Нагнетательная скважина работает в пульсирующем режиме (период нагнетания сменяется периодом остановки (закрывания), при этом контролируют результирующее изменение коллекторного давления в добывающей скважине. Обычно, сжимаемость системы считают почти равной сжимаемости воды при 3е-6 vol/vol/psi. Предполагая, что давление передается главным образом в водной фазе и что сжимаемость воды равна 3е-6 vol/vol/psi, определяют при помощи известных вычислений эффективную проницаемость между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и расстояние, на которое давление передается через матричную породу коллектора. Обычно, если нагнетательная скважина поддерживает давление нагнетания, то скважины имеют расчетное расстояние перемещения волны давления через породу коллектора, которое близко к расстоянию между скважинами. Однако для многих скважин расстояние перемещения волны давления через коллектор будет значительно меньше. Этот анализ дает два вида данных:

Во-первых, суровость МВБ (когда КН, измеренный при проверке интерференции, больше, чем КН коллектора).

Во-вторых, расстояние, которое проходит волна давления через матричную породу коллектора. Когда расстояние прохода через матричную породу меньше, чем расстояние между скважинами, тогда можно предположить, что волна давления проходит через карман в червоточине или МВЕ и/или трещину, созданную за счет нагнетательной скважины.

Определение длины разрыва

Формулы для прогнозирования длины гидравлического разрыва, которые приведены в статье Slevinsky "Model for Analysis of Injection Well Thermal Fractures" SPE 77568 (Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, Texas 29 Sept. - 02 Oct. 2002), позволяют произвести оценку верхнего и нижнего пределов длины в соответствии с приведенными ниже уравнениями, которые более полно приведены в этой статье:

L в е р х н = 25,087 t μ q 2 F d K φ H 2 Δ P L н и ж н = 25,087 μ Q 2 t F d K φ H 2 Δ P

где:

L=длина разрыва в метрах (м);

q=расход флюида (который считают постоянным), м3 в день;

t=время нагнетания, дни;

Н=высота разрыва в метрах (м);

ΔР=Рзабояколлектора (кПа);

µ=вязкость нагнетаемой жидкости в сантипуазах (сП);

Fd=степень повреждения за счет трещин (keff/k);

К=проницаемость пласта для нагнетаемой жидкости, в миллидарси (мД);

Q=накопленная добыча, м3.

Fd представляет собой степень повреждения, а другие параметры в уравнениях определены в указанной выше статье. Типично, анализ данных нагнетания показывает, что трещина растет на некоторое расстояние, после чего рост трещины прекращается. Обычно уменьшение или прекращение роста трещины часто связано с увеличением дебита воды и/или обводненности в смещенной эксплуатационной скважине. За счет изменения значения величины Fd можно подбирать расстояние между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной, которое приводит к прекращению роста трещины.

В действительности можно полагать (не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией), что при заводнении вязкой нефти создается не трещина, а язык воды в вязкой нефти. Fd в этом случае не является коэффициентом повреждения за счет трещин, а коэффициентом просачивания воды из языка воды в вязкую нефть. Когда язык воды достигает максимального роста, тогда пара скважин становится кандидатом для обработки.

Характеристики соединения

Важным фактором при проектировании соответствующей обработки является оценка того, имеет ли соединение "карман" между скважиной для нагнетания воды и нефтяной эксплуатационной скважиной, а также оценка объема зоны, подлежащей обработке, как уже было указано здесь выше. Как часть диагностики до проведения обработки порции сшитого полимерного геля могут быть введены в скважину, после чего производят контроль характеристики результирующего давления забоя. Характеристика давления, когда индикатор из сшитого геля покидает ствол скважины, дает индикацию о том, находится ли поток снаружи от колонны в матричной породе коллектора или находится в кармане, который был создан внутри коллектора. Если поток находится в кармане, то давление нагнетания резко падает, когда сшитый полимерный гель покидает колонну и проникает в пласт. Однако если поток в первую очередь находится в матричной породе пласта, то гель будут сдвигаться за счет пласта, что будет приводить к медленному снижению давления или, может быть, к повышению давления, пока давление не начнет падать, причем давление постепенно снижается, когда давление геля рассеивается в пласте и на расстоянии от ствола скважины.

На фиг.1 показан график давления нагнетания (psi) у устья скважины и накопленного объема в функции времени, который иллюстрирует вышеприведенный анализ для нагнетательной скважины (MPS-33SS), обсуждавшийся в Сравнительном Примере, когда создается связь по давлению и связанный с этим высокий водонефтяной фактор и снижение добычи углеводорода. Данные относительно нагнетания могут быть использованы для анализа того, имеет ли зона высокой проницаемости свободный поровый объем, а индикатор и разность давлений забоя между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной могут быть использованы для количественного определения объема обработки, как уже было описано здесь выше. Первая с левой стороны на фиг.1 вертикальная штриховая линия показывает точку, в которой сшитый полиакриламидный гель первоначально нагнетают в скважину; следующая вертикальная штриховая линия показывает точку, в которой гель заполняет лифтовую колонну скважины (объем лифтовой колонны составляет 22.4 барреля) и находится у перфораций, ведущих в пласт; а третья вертикальная штриховая линия показывает точку, в которой гель прошел через перфорации и в пласт (добавленный объем индикатора составляет 7.8 барреля). Кривая с ромбиками показывает характеристику давления в случае существования свободного порового объема в скважине MPS-33SS, в то время как штриховая кривая показывает ожидаемую характеристику давления в случае наличия области ореола и отсутствия свободного порового объема. В этом примере фактические данные для кривой давления показывают, что скважина имеет зону высокой проницаемости со свободным поровым объемом в ней. Таким образом, она является кандидатом для проведения обработки в соответствии с настоящим изобретением.

Примеры осуществления изобретения

Далее настоящее изобретение будут проиллюстрировано приведенными ниже Примером и Сравнительным Примером.

Сравнительный Пример - Нагнетание только цементного материал (ТК2)

В этом Сравнительном Примере обработка зоны высокой проницаемости направлена только на заполнение того, что полагают свободным поровым объемом зоны высокой проницаемости. Две пары нагнетательных скважин/добывающих скважин идентифицированы как имеющие связанные с МВЕ катастрофические проблемы и как возможные кандидаты на исправление MBEs. Парами скважин являются скважины MPS-33LS-MPS-25 в месторождении А и скважины MPS-33SS-MPS-23 в месторождении В. До проведения обработки эксплуатационные скважины имеют обводненность почти 100%.

В соответствии с описанной здесь выше проверкой при помощи индикатора время прохождения индикатора от нагнетательной скважины к добывающей скважине служит индикацией объема лифтовой колонны от поверхности нагнетательной скважины до перфораций и позволяет определить количество вводимого цементного материала, когда объем свободного порового объема, связанного с МВЕ, является относительно небольшим. Индикатор показывает объем около 23.1 барреля для группы от MPS-33LS до MPS-25 и 42.3 барреля для группы от MPS-33SS до MPS-23, причем просачивание нагнетаемой воды из кармана происходит в обоих случаях, при этом расчет МВЕ дает объем только около 11 баррелей.

Порцию раствора цементного материала быстрого схватывания (THERMATEK, выпускаемого фирмой Halliburton Energy Services Inc.) используют в качестве закупоривающей композиции и вводят в зону через нагнетательные скважины, чтобы закупорить пространство "кармана". Так как цемент тяжелее, чем вода, то порцию вязкого геля (К-МАХ гель с вязкостью около 700 сантипуаз (сП), выпускаемый фирмой Halliburton Energy Services) нагнетают как впереди, так и позади цемента, чтобы удержать его на месте в течение 1-2 часов, что требуется для схватывания цемента. Однако только 1 баррель вязкого геля используют для смещения цемента в пласт, чтобы снизить до минимума вероятность смещения цемента из пласта и в добывающую скважину, и также только 1 баррель вязкого геля оставляют в стволе скважины, чтобы удерживать уровень жидкости от падения после завершения работы, в то время когда скважина остановлена для схватывания цементного материала.

Альтернативно, жидкости, такие как те, которые были использованы в качестве вытесняющей жидкости, как уже было описано здесь выше, могут быть введены в ствол скважины, чтобы поддерживать гидростатический столб жидкости в стволе скважины и за счет этого удерживать уровень жидкости от падения в течение периода остановки (закрытия) скважины. В арктических условиях, в частности на Аляске, где потенциальной проблемой является замерзание воды в стволе скважины рядом с областями вечной мерзлоты, для этой цели также преимущественно используют безводную жидкость или же сначала используют воду, а затем переключаются на безводную жидкость, такую как дизельное топливо, чтобы поддерживать гидростатический столб, пока схватывается закупоривающая композиция.

При осуществлении Сравнительного Примера цементную загрузку также разделяют на две части и нагнетают 1 баррель вязкого геля двумя частями. Это делают для того, чтобы обеспечивать нахождение геля на обеих сторонах цементной пробки, так чтобы цемент удерживался на месте в течение времени, которое требуется для схватывания цемента. Нагнетание этих компонентов обработки и установка результирующих пробок показаны на фиг.2.

После этого две пары скважин возвращают назад в режим добычи. Анализ результатов этого Сравнительного Примера показывает, что установка цементных пробок временно исправляет связь по давлению между парами нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин при обводненности от 50 до 70%, причем по истечении 39 дней для MPS-33-SS и 50 дней для MPS-33LS связь по давлению воды возникает вновь.

В показанной ниже Таблице 1 приведена сводка данных для этого Сравнительного Примера.

Таблица 1 - Данные для Сравнительного Примера

Обработка "кармана" МВЕ цементом THERMATEK®
Нагнетательная скважина: Добывающая скважина: MPS-33SS MPS.33LS
(MPS-23p) (MPS-25p)
X/L сшитый гель Баррели 2.5 2.5
Вспененный цемент быстрого схватывания (ПГК1) Баррели
Чистый цемент быстрого схватывания (ПК1&2} Баррели 7.5 4.0
X/L сшитый гель (ТК2) Баррели 1.0 1.0
Чистый цемент быстрого схватывания (ТК2) Баррели 7.5 4.0
X/L сшитый гель Баррели 1.0 1.0
Вытеснение воды Баррели 0.0 0.0
Падение уровня жидкости Баррели 0.0 0.0
X-L Сшитый гель, оставшийся в стволе скважины Баррели 1.0 1.0
Диагностика размера МВЕ:
Нагнетательный объем (до добывающей скважины) Баррели 42.3 23.1
Коэффициент просачивания 0.74 0.53
(отношение введенной в пласт воды к нагнетаемой воде)
Объем МВБ Баррели 11.0 10.9
Расстояние между нагнетательной и и Футы 925 1400
добывающей скважинами
Объем-Csg до пробки из цемента быстрого Баррели 1.0 1.0
схватывания

На фиг.3 и 4 показаны характеристики нагнетательных скважин ранее возникновения МВЕ, а также показано, как изменяются характеристики после возникновения МВЕ и как работают скважины после проведения процедуры, описанной в Сравнительном Примере (после ТК2).

Пример - Исправление зоны высокой проницаемости с использованием комбинации обработок цементом и гелем

Процедуру Сравнительного Примера по существу повторяют, чтобы установить цементные пробки в свободный поровый объем зоны высокой проницаемости в двух парах нагнетательных скважин и добывающих скважин. После обработки цементные пробки устанавливают в зону по существу так, как это показано на фиг.2. Можно полагать, что эта операция по существу заглушает (закупоривает) связь по давлению между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами через свободный поровый объем зоны.

Несмотря на то что установка цементных пробок приводит к некоторому положительному результату, связь по давлению между парами нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин вновь появляется после относительно короткого периода времени 39 и 50 дней соответственно для двух пар скважин, как это указано в Сравнительном Примере. Вновь проводят проверку с использованием индикатора в виде красного красителя для пар нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин вместе с проверкой интерференции за счет давления, которые подтверждают, что существует связанная область ореола, которая также является источником связи по давлению.

Таким образом, после установки цементных пробок проводят дополнительную операцию введения предшественника геля в зону, причем эта операция направлена на закупорку соответствующей области ореола, которая, как полагают, имеется в зоне рядом с бывшим и свободным поровым объемом, который теперь закупорен при помощи цементных пробок. Полиамидный предшественник геля - H2ZERO® систему геля фирмы Halliburton - используют для установки полимерной гелевой пробки в области ореола после схватывания полиамидного предшественника геля. Воду нагнетают как вытесняющую жидкость, чтобы сместить предшественник геля в зону и избежать потенциальной интерференции полученной гелевой пробки со стволом скважины и с последующей работой скважины.

После проведения обработки скважины переводят назад в режим добычи и связь по давлению исправляют при обводненности от 50% до 70%, что продолжается в течение года.

На фиг.5-8 показаны дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения, где показаны различные этапы, начиная от первоначальной оценки проблемы пласта (фиг.5), а затем исправления МВЕ (в ориентации вверх по восстанию пласта), как это показано на фиг.6, исправления соответствующего ореола (фиг.7) и, наконец, возврат нагнетательной скважины назад к режиму нормального нагнетания (фиг.8).

Таким образом, следующая процедура позволяет очертить контуры варианта осуществления настоящего изобретения, который может быть использован для исправления связи по давлению зоны высокой проницаемости, которая содержит как свободный поровый объем, так и область ореола.

Оценка суровости МВБ с использованием следующих операций.

Проверка взаимного влияния пары нагнетательная скважина - добывающая скважина.

Определение КН пары нагнетательная скважина - добывающая скважина.

Определение степени потока в матричной породе.

Проверка с использованием растворимого в воде индикатора и растворимого соединения (такого, как сульфат магния), чтобы количественно определить объем зоны, подлежащей обработке.

Определение времени прохождения между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и связанных с этим введенных объемов, а также определение фракции индикатора, который совершил прорыв в добывающую скважину по истечении двух дней.

Определение разности давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя добывающей скважины, чтобы произвести оценку объема зоны, подлежащей обработке. Сравнение полученной оценки с оценкой, полученной при помощи индикатора, и корректировка оценки в случае необходимости.

Использование времени прохождения и связанных с ним объемов и фракции индикатора за счет прорыва, чтобы задать характеристики следующей стадии обработки.

Введение порций сшитого геля, чтобы произвести:

определение объема лифтовой колонны;

определение того, находится ли свободный поровый объем на задней стороне нагнетательной скважины.

Стадия обработки 1: Введение порций цементного материала, чтобы образовать пробку, которая блокирует свободный поровый объем.

Повторение описанной здесь выше диагностики для получения характеристик области ореола.

Стадия 2 обработки: Введение порций предшественника геля, чтобы разместить гелевую пробку для исправления области ореола.

Смещение порций предшественника геля при помощи вытесняющей жидкости (воды), чтобы избежать помех и сохранить возможность нагнетания в скважину после обработки.

Несмотря на то что были описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки формулы изобретения.

1. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины , имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение предшественника геля в зону; и
создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.

2. Способ по п. 1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.

3. Способ по п. 1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину.

4. Способ по п. 1, который дополнительно предусматривает введение вытесняющей жидкости в зону, чтобы смещать предшественник геля в зону.

5. Способ по п. 1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.

6. Способ по п. 1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину.

7. Способ по п. 4, в котором вытесняющую жидкость выбирают из группы, в которую входят вода, спирты, топочный мазут и сырая нефть.

8. Способ по п. 4, в котором вытесняющая жидкость представляет собой воду.

9. Способ по п. 1, в котором предшественник геля представляет собой химический гель.

10. Способ по п. 1, в котором предшественник геля представляет собой полимерный гель.

11. Способ по п. 10, в котором полимерный гель представляет собой полиамид.

12. Способ по п. 10, в котором полимерный гель представляет собой гель, полученный за счет использования H2ZERO предшественника геля.

13. Способ по п. 10, в котором полимерный гель содержит полиакриламид.

14. Способ по п. 10, в котором полимерный гель содержит сшитый полиакриламид.

15. Способ по п. 14, в котором полимерный гель сшит ацетатом хрома.

16. Способ по п. 10, в котором полимерный гель выбирают из группы, в которую входят гель MARCIT® и гель MARA-SEAL®.

17. Способ по п. 10, в котором предшественник геля имеет вязкость от 20 до 100 сантипуаз (сП).

18. Способ по п. 10, в котором предшественник геля имеет вязкость от 30 до 60 сантипуаз (сП).

19. Способ по п. 1, в котором раствор представляет собой водный раствор.

20. Способ по п. 1, в котором цементный материал содержит оксид магния.

21. Способ по п. 1, в котором цементный материал содержит оксихлорид магния.

22. Способ по п. 21, в котором раствор содержит от 30 до 70% по весу оксихлорида магния и от 70 до 30% по весу воды.

23. Способ по п. 21, в котором цементный материал представляет собой THERMATEK® порошок.

24. Способ по п. 1, в котором рабочей жидкостью является вода.

25. Способ по п. 1, в котором зона содержит червоточину, возникшую за счет холодного процесса добычи.

26. Способ по п. 1, в котором холодный процесс добычи представляет собой CHOPS процесс.

27. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть, чтобы задержать прорыв воды из скважины для нагнетания воды, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола внутри зоны, образованные за счет добычи тяжелой/вязкой нефти через эксплуатационную скважину, так что зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, содержащей раствор цементного материала, который может быть закачан в зону и подземный пласт;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного плата в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;
введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;
создание условий для схватывания полимерного предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.

28. Способ по п. 27, в котором вытесняющую жидкость выбирают из группы, в которую входят вода, спирты, топочный мазут и сырая нефть.

29. Способ по п. 27, в котором вытесняющей жидкостью является вода.

30. Способ по п. 27, в котором полимерный гель содержит полиамид.

31. Способ по п. 27, в котором полимерный гель содержит гель, полученный из H2ZERO предшественника геля.

32. Способ по п. 27, в котором полимерный гель содержит полиакриламид.

33. Способ по п. 27, в котором полимерный гель выбирают из группы, в которую входят гель MARCIT® и гель MARA-SEAL®.

34. Способ по п. 27, в котором предшественник геля имеет вязкость от 30 до 60 сантипуаз (сП).

35. Способ по п. 27, в котором раствор представляет собой водный раствор.

36. Способ по п. 27, в котором цементный материал содержит оксихлорид магния.

37. Способ по п. 36, в котором раствор содержит от 30 до 70% по весу оксихлорида магния и от 70 до 30% по весу воды.

38. Способ по п. 27, в котором цементный материал представляет собой THERMATEK® порошок.

39. Способ по п. 27, в котором зона содержит червоточину, возникшую за счет холодного процесса добычи.

40. Способ по п. 27, в котором процесс холодной добычи представляет собой CHOPS процесс.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования. Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах содержит, % мас.: торф 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; воду остальное. 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента. В качестве реагента используют 1%-ный водный раствор перекиси водорода. Обработку верхнего слоя субстрата спортивных площадок с травяным покрытием осуществляют путем полива дождеванием циклом по 5 поливов в сутки в течение 5 дней в количестве 20 т на один полив. После обработки реагентом удаляют вспученную на поверхность открытых спортивных площадок органическую массу, выдерживают перерыв в обработке в течение двух дней. Затем повторяют цикл обработки травяного покрытия также путем проведения полива дождеванием 1%-ным водным раствором перекиси водорода и в случае необходимости проводят подсев семян дернообразующих злаков для восстановления травяного покрытия открытых спортивных площадок. Способ позволяет повысить интенсивность и снизить сроки формирования травяного покрытия и упростить уход за травяным покрытием. 1 пр.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием. Причем первый полив осуществляют из расчета 20 т раствора перекиси водорода на 0,8 га. Удаляют вспученную на поверхность массу органического материала, затем осуществляют последующие три полива в течение двух суток по мере появления темных пятен органического материала на песке до получения на поверхности субстрата чистого песка без органического материала. Осуществляют два промывочных полива и подсыпают песок для последующего высевания в него семян дернообразующих злаков. Способ позволяет повысить интенсивность и снизить сроки формирования сильной корневой системы травяного газонного покрытия, сократить сроки восстановления газонов. 1 пр.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею. При этом частицы кремнезема реагируют с затвердевшим цементом с образованием уплотнения. 7 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение качества цементирования скважин и эффективности работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при ремонте скважин за счет использования газоцементного тампонажного раствора с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными пониженным динамическим напряжением сдвига, увеличением времени начала газовыделения и повышенной прочностью образующегося при твердении цементного камня. Газоцементный тампонажный раствор содержит, мас.ч.: тампонажный цемент 100, алюминиевый порошок 0,1-0,6, смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты 0,02-0,05 при соотношении их мас.ч. 1:1,5, вода 50-53. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C). Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, включающий водный раствор А, содержащий соль аммония, поверхностно-активное вещество - ПАВ и инициатор реакции, и водный раствор Б - раствор нитрита натрия при соотношении указанных растворов 1:1 по объему, отличается тем, что раствор А содержит в качестве соли аммония нитрат аммония, в качестве инициатора реакции - нетрол, в качестве ПАВ - неонол при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрат аммония 10-40, нетрол 1-5, неонол 0,01-0,5, вода остальное, раствор Б дополнительно содержит трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия 15-30, трилон Б 3-5, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности удаления и разрушения как неорганических, так и органических отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, в том числе при низких температурах (до минус 2°C. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе используют полимерную матрицу на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов. Полимерная матрица содержит компоненты, масс. %: полимерный стабилизатор - 0,1-3,0, радикальный инициатор- 0,1-4,0, рутениевый катализатор метатезисной полимеризации дициклопентадиена - 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное. После перемешивания при 0-35°C в течение 1-40 мин смесь вводят в виде ламинарного потока в водный раствор загустителя. Загуститель содержит поверхностно-активные вещества, имеет вязкость 5-500 сП и температуру 5-50°C. Образовавшиеся микросферы отделяют, нагревают в среде инертной жидкости до 150-340°C и выдерживают в течение 1-360 мин. В качестве инертной жидкости используют термостойкое силиконовое масло или синтетическое минеральное масло. Изобретение обеспечивает высокий выход микросфер с размером целевой фракции 0,3-1,5 масс % и снижение набухания в нефти. 4 з.п. ф-лы, 32 пр.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0. Технический результат - повышение изолирующих свойств при ликвидации поглощений за счет сокращения сроков схватывания, увеличения прочности и адгезионных свойств, увеличения устойчивости к размыву. 2 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C. Технический результат заключается в повышении адгезионных, прочностных показателей, снижении фильтратоотдачи и динамического напряжения сдвига, а также улучшении показателей водо- и газоблокирующих свойств тампонажного материала и сформированного цементного камня при забойных температурах от 20 до 100°C. Сущность: тампонажный материал содержит портландцемент, микродисперсную и расширяющую добавки, понизитель фильтрации, ускоритель сроков схватывания и воду, при этом в качестве микродисперсных и расширяющих добавок состав содержит микродисперсный цементный комплекс МДЦК, состоящий из: микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и гидросульфоалюмината кальция в массовом соотношении 2:1 соответственно; в качестве понизителя фильтрации - водосвязывающий комплекс ВКЦ, состоящий из сополимера винилацетата и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, оксиэтилцеллюлозы и модифицированного кремнеорганического реагента, взятых в массовом соотношении 10:1:0,5 соответственно; а в качестве ускорителя сроков схватывания состав содержит хлорид кальция или хлорид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент 75-95; МДЦК 5-25; ВКЦ 2,0-3,5; указанный ускоритель схватывания 0,1-3,0; вода 47-60. 2 табл.
Наверх