Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах


 


Владельцы патента RU 2571474:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида. При этом водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ. Причем предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида. После чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличение стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС), и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2507377, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.02.2014 г., бюл. №5). Способ включает приготовление и закачку в пласт смеси кремнийорганической жидкости - КЖ с армирующей добавкой, предварительно готовят 0,5%-ный раствор полиакриламида (ПАА) DP9-8177, вводят в 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 армирующую добавку, а в качестве армирующей добавки используют фиброволокно при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

КЖ 100
фиброволокно 0,1-1
0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 50-100

Недостатком известного способа является то, что из-за перемешивания смеси на поверхности скважины в случае долговременных непредвиденных задержек при закачивании смеси может создаться аварийная ситуация за счет образования геля в насосно-компрессорных трубах, емкостях агрегатов и т.д. Высокая стоимость КЖ не располагает к применению больших ее объемов для создания протяженного водоизоляционного экрана, что также можно отнести к недостаткам известного способа изоляции зон водопритока в скважине.

Известен способ изоляции водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах (патент RU №2487235, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013 г., бюл. №19). Способ включает закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, который предварительно готовят из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Реагент закачивают в добывающую скважину и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч.

Недостатком известного способа является недостаточно высокая стойкость изолирующего состава на основе полиалюминия хлорида и полиакриламида к перепадам давления в условиях трещиноватого пласта.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.

Техническая задача решается способом изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающим приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида.

Новым является то, что водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ, предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида, после чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно.

Реагенты, представленные в предложении:

- полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН=3,5-5, с массовой долей оксида алюминия (Al2O3) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,5%;

- полиакриламид представляет собой порошок модифицированного полиакриламида молекулярной массы 5-12 млн. дальтон, с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20% и временем растворения в пресной воде не более 60 мин;

- волокно строительное микроармирующее (ВСМ) изготавливается из термопластичных полимеров (полиэтилентерефталата, полибутилентерефталата, полипропилена, полиэтилена, полиамида или других высокомолекулярных полимеров) в различных комбинациях ядро/оболочка с длиной в пределах 3-18 мм, номинальным диаметром в пределах 10-31 мкм и наличием способности смачиваться жидкостями на водной основе.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в том, что при добыче нефти на участке залежи с порово-трещиноватыми продуктивными коллекторами после обводнения добывающих скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, проводят последовательную закачку в пласт водоизолирующей композиции на основе суспензии ВСМ в водном растворе полиакриламида и водного раствора полиалюминия хлорида, при этом в примыкающей к горизонтальному стволу зоне пласта создается «экран», обладающий тампонирующими свойствами, который обеспечивает снижение (стабилизацию) притока воды из водопроявляющих интервалов участков коллектора, вскрытого ГС или БГС. Водоизолирующая композиция на основе суспензии ВСМ в водном растворе полиакриламида и водного раствора полиалюминия хлорида способна образовывать гель с высоким градиентом сдвига - не менее 1 МПа/м. Изоляционные свойства геля и время гелеобразования регулируются за счет изменения концентрации и соотношения компонентов композиции. Объем водоизолирующей композиции зависит от приемистости изолируемого интервала.

На скважине предварительно готовят суспензию ВСМ в 0,05-0,2%-ном водном растворе полиакриламида и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5, которые далее последовательно закачивают в изолируемый интервал. После закачивания водоизолирующей композиции ВСМ закрепляется на поверхности и внутри трещин карбонатного коллектора, а также армирует гель, который образуется при контактировании водного раствора полиалюминия хлорида с карбонатным коллектором, что способствует упрочнению геля и препятствует его разрушению. Высокопрочный армированный гель выдерживает большой перепад давления, за счет чего дольше удерживается в трещинах высокопроницаемых карбонатных пластов.

Лабораторными испытаниями установлено, что для гелеобразования полиалюминия хлорида оптимальной является область рН от 3,5 до 5. При рН=3,5-5 полиалюминия хлорид проявляет изолирующие свойства, основанные на его способности образовывать гелеобразную массу в присутствии карбонатных пород, при низких значениях (рН<3,5) он взаимодействует с карбонатной породой как кислота. Опытным путем определили, что в 0,05-0,2%-ном водном растворе полиакриламида ВСМ не комкуется, не оседает и распределяется равномерно во всем объеме, что способствует прокачиванию в насосно-компрессорные трубы (НКТ). При концентрации раствора полиакриламида ниже значения 0,05% ВСМ не распределяется в объеме раствора полиакриламида, а сбивается в комки, что недопустимо, так как будет забивать трубы при прокачивании в скважину. При концентрации раствора полиакриламида выше 0,05% ВСМ хорошо удерживается и распределяется во всем объеме, однако раствор полиакриламида выше 0,2% использовать нецелесообразно, так как увеличение количества полиакриламида на качество суспензии ВСМ в растворе полиакриламида не влияет, тем более, что с увеличением количества полиакриламида увеличивается вязкость раствора, что нежелательно при прокачивании раствора в НКТ.

Эффективность и водоизолирующая способность составов по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога были испытаны на двух объединенных моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором и имитирующих трещиноватый карбонатный пласт с прослойками различной проницаемости (1 и 10 мкм2), которые соединяли капиллярными трубками, имеющими общий вход и выход, снабженный вентилем. Трещина имитировалась моделью с большей проницаемостью. Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивают суспензию ВСМ в 0,05-0,2%-ном водном растворе полиакриламида и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5. Модель оставляют на гелеобразование, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является показателем результативности изоляционных работ.

По результатам исследований на моделях пласта предлагаемого способа и наиболее близкого аналога выявили, что изолирующая способность по предлагаемому способу через 6 мес составила 99-100%, тогда как у наиболее близкого аналога - 92-97%. Изолирующая способность предлагаемого способа через год составила 94-95%, тогда как у наиболее близкого аналога - 88-90%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа.

Примеры практического применения

Пример 1. Изоляцию водопритоков проводили в горизонтальной скважине с обводненностью 95%, текущим забоем 956,4 м, диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и интервалом перфорации 893-899 м, вскрывшим трещинно-поровый карбонатный коллектор.

На скважине в смесительной емкости установки КУДР-8 приготовили 10 м3 0,2%-ного водного раствора ПАА, затем в раствор постепенно вводили 50 кг ВСМ длиной 12 мм и перемешивали 5-10 мин. Далее в емкостях установки КУДР-8 с перемешивающими устройствами готовили 30 м3 15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида. Объем водоизоляционной композиции зависит от приемистости изолируемого интервала.

Закачивание проводили через НКТ диаметром 73 мм, спущенные на глубину 863 м, с этой целью обвязали два цементировочных агрегата с устьем скважины через тройник для обеспечения непрерывного последовательного закачивания суспензии ВСМ в 0,2%-ном водном растворе ПАА, водного раствора полиалюминия хлорида и цементного раствора через колонну НКТ в скважину. Опрессовали нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.

Закачали через НКТ в изолируемый интервал 10 м3 суспензии ВСМ в 0,2%-ном водном растворе ПАА, содержащего 50 кг ВСМ; 30 м3 15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида; 0,5 м3 пресной воды; цементный раствор затворенный при В/Ц=0,5 из 3 т цемента; 0,3 м3 пресной воды; 3,3 м3 технологической жидкости. Произвели промывку до чистой воды закачкой в межтрубье 3,9 м3 технологической жидкости. Подняли НКТ на глубину 563 м. Оставили скважину для структурирования водного раствора полиалюминия хлорида в течение 48 ч. Промыли скважину со спуском НКТ до забоя. Освоили скважину свабом. Спустили подземное оборудование. Запустили скважину в работу. В результате водоизоляционных работ обводненность скважины снизилась от 95 до 50%.

Пример 2. Изоляцию водопритоков проводили в горизонтальной скважине с обводненностью 98%, текущим забоем 1200 м и интервалом притока воды в открытом стволе 1001-1009 м, определенным предварительно геофизическими методами. Скважина эксплуатирует трещинно-поровый карбонатный коллектор.

На скважине в смесительной емкости установки КУДР-8 приготовили 7 м3 0,05%-ного водного раствора ПАА, затем в раствор постепенно вводили 14 кг ВСМ длиной 3 мм и перемешивали 5-10 мин. Далее в емкостях установки КУДР-8 с перемешивающими устройствами готовили 21 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида. Объем водоизоляционной композиции зависит от приемистости изолируемого интервала.

Закачивание проводили через НКТ диаметром 73 мм, спущенные на глубину 1009 м, с этой целью обвязали два цементировочных агрегата с устьем скважины через тройник для обеспечения непрерывного последовательного закачивания суспензии ВСМ в 0,05%-ном водном растворе ПАА и водного раствора полиалюминия хлорида через колонну НКТ в скважину. Опрессовали нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.

Закачали через НКТ в изолируемый интервал 7 м3 суспензии ВСМ в 0,05%-ном водном растворе ПАА, содержащего 14 кг ВСМ; 21 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида; 3,5 м3 технологической жидкости. Произвели промывку до чистой воды закачкой в межтрубье 4,5 м3 технологической жидкости. Подняли НКТ на глубину 700 м. Оставили скважину для структурирования водного раствора полиалюминия хлорида в течение 48 ч. Промыли скважину со спуском НКТ до забоя. Освоили скважину свабом. Спустили подземное оборудование. Запустили скважину в работу. В результате водоизоляционных работ обводненность скважины снизилась от 98 до 59%.

Таким образом, применение предлагаемого технического решения позволяет в 1,2-1,4 раза повысить эффективность изоляции водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и создания прочного водоизоляционного экрана и увеличения стойкости геля к перепадам давления в условиях трещиноватого пласта.

Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающий приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида, отличающийся тем, что водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ, предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида, после чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Многослойный проппант получен на основе спеченного алюмосиликатного сырья в виде гранул, с пикнометрической плотностью 2,0-3,5 г/см3 и размерами 0,2-2,5 мм.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. Технический результат - высокие потребительские характеристики (органолептические и физико-химические свойства) реагента для бурения, высокоэффективный, экономичный способ получения реагента для бурения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурных свойств раствора с одновременным снижением расхода полимера хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмаха.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом. Частицы, указанные выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 13 з.п.ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Наверх