Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах



Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах
Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах

 


Владельцы патента RU 2614997:

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

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной воды, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам.

Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.03.2010 г., бюл. №7), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия. Указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта. Закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН производят с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта. Давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.

Недостатком известного способа является сложность его исполнения из-за отсутствия промышленного производства гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила.

Известен способ водоизоляции карбонатных коллекторов (патент RU №2166080, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.04.2001 г., бюл. №12), включающий закачку гелеобразующего состава из водорастворимого неорганического сульфата, водорастворимого соединения кремния и воды. В качестве водорастворимого неорганического сульфата состав содержит сульфат алюминия, а в качестве водорастворимого соединения кремния - кремнефтористоводородную кислоту при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

сульфат алюминия 4,3-8,7
кремнефтористоводородная кислота 3,3-6,7
вода остальное

Известен способ изоляции вод в скважинах (патент RU №1329240, МПК Е21В 33/138, опубл. 09.08.1995 г., бюл. №22), включающий закачку гидролизованного полиакрилонитрила, добавки и пресной воды. С целью повышения изолирующей способности состава в условиях слабоминерализованных вод и высокопроницаемых коллекторов за счет образования более объемного тампонирующего осадка, в качестве добавки состав содержит силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

гидролизованный полиакрилонитрил 3-10
силикат натрия 10-30
вода остальное.

Недостатком известных способов является их низкая эффективность в условиях карбонатных коллекторов.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах (патент RU №2487235, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013 г., бюл. №19). Способ включает приготовление и закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, который предварительно готовят из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=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 низкая 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 увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.

Техническая задача решается способом ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающим приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование.

Новым является то, что в изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости скважины, по окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 10-25 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание циклов производится непрерывно, причем при резком возрастании давления закачивание водной суспензии бентонитового глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч.

Реагенты, применяемые в предложении:

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

- бентонитовый глинопорошок, предназначенный для приготовления и регулирования свойств буровых растворов на водной основе, с массовой долей влаги не более 10%, с остатком на сите №05 после мокрого ситового анализа не более 0% и на сите №0071 - не более 10%;

- вода пресная, сточная или минерализованная хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3.

Сущность предложенного способа заключается в блокировании путей притока воды в трещиноватых карбонатных коллекторах гелем, образующимся из водного раствора полиалюминия хлорида при его контактировании с карбонатным коллектором, и реализуется путем циклической последовательной закачки в изолируемый интервал порций водного раствора полиалюминия хлорида и водной суспензии бентонитового глинопорошка. Требуемое количество циклов в зависимости от приемистости изолируемого интервала установлено опытным путем и представлено в табл. 1.

Для приготовления раствора полиалюминия хлорида и суспензии бентонитового глинопорошка может быть использована пресная, сточная или минерализованная вода хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3. Раствор полиалюминия хлорида и суспензию бентонитового глинопорошка одновременно с приготовлением закачивают в скважину. Закачивание должно производиться непрерывно. На скважине при перемешивании готовят и непрерывно и последовательно закачивают в скважину 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида и суспензию глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3. После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины 10-15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и суспензии бентонитового глинопорошка в зоне изоляции формируется гидроизоляционный экран за счет взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей породы, при этом образуется гель полигидроокиси алюминия, который вместе с суспензией бентонитового глинопорошка уменьшает сечение промытых поровых каналов и трещин. Кроме того, при взаимодействии полиалюминия хлорида с карбонатной породой в порах пласта уменьшается количество воды вследствие ее расхода на образование геля полигидроокиси алюминия, а выделяющийся углекислый газ способствует лучшему смешению реагирующих веществ.

Лабораторными испытаниями установлено, что для гелеобразования полиалюминия хлорида оптимальной является область pH от 3,5 до 5. Количество закачанных циклов водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, а также объемы закачиваемых циклов установлены опытным путем.

После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины нескольких циклов водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3 наиболее проницаемые интервалы пласта, содержащие каверны и трещины, забиваются глинопорошком. Увеличение стойкости изолирующего экрана к перепадам давления достигается суммированием сопротивлений течению воды, создаваемых гелем полигидроокиси алюминия и глинопорошком. Скважину оставляют на реагирование в течение 24-48 ч и запускают в работу.

Эффективность и водоизолирующая способность составов по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога были испытаны на моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором, имитирующих трещиноватый карбонатный пласт с прослойками различной проницаемости (1 и 10 мкм2). Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модели последовательно прокачивают испытуемые составы согласно описанию в формуле изобретения.

Объем закачанных составов равнялся поровому объему моделей пласта. Модели оставляют на гелеобразование, после чего прокачивают воду и определяют давление прорыва воды. Усредненные результаты модельных испытаний водоизолирующей способности предлагаемого способа и наиболее близкого аналога представлены в табл. 2.

По результатам модельных испытаний установлена лучшая изолирующая способность водоизолирующего состава по предлагаемому способу по сравнению с наиболее близким аналогом, которую определяют по величинам давления прорыва воды в моделях через 24 ч и 6 мес, подтверждающих эффективность предлагаемого способа.

Пример практического применения.

Имеется скважина с обсадной колонной диаметром 146 мм, эксплуатирующая карбонатный трещиноватый пласт, интервал перфорации в скважине - 866-869 м. В скважину на глубину 836 м спускают колонну насосно-компрессорных труб с условным диаметром 73 мм. Приемистость пласта составила 30 м3/ч при давлении 10 МПа, удельная приемистость - 3,0 м3/(ч⋅МПа). Проводится закачивание 2-х циклов водного раствора полиалюминия хлорида и водной суспензии бентонитового глинопорошка. Приготовление водного 10%-ного раствора полиалюминия хлорида и водной суспензии бентонитового глинопорошка проводили с использованием установки КУДР-4 (далее - КУДР). Запустили перемешивающее устройство в смесительной емкости КУДР. Подали в емкость установки КУДР воду плотностью 1000 кг/м3 с расходом 10 м3/ч и порошок полиалюминия хлорида с расходом 1,0 т/ч, при этом расход полученного 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида плотностью 1052 кг/м3 составил 10 м3/ч. Подачу порошка полиалюминия хлорида осуществляли из цементосмесительного агрегата (посредством шнеков) на глиноподъемник, а с глиноподъемника - в смесительную емкость. Перемешивающийся в смесительной емкости водный раствор полиалюминия хлорида непрерывно откачивался в скважину, таким образом в скважину закачали 10 м3 водного раствора полиалюминия хлорида. Далее начали приготовление и закачивание водной суспензии бентонитового глинопорошка. Запустили перемешивающее устройство в смесительной емкости КУДР. Начали подавать в емкость установки КУДР воду плотностью 1090 кг/м3 с расходом 8,8 м3/ч и бентонитовый глинопорошок с расходом 2,85 т/ч. Расход водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1245 кг/м3 составил 10 м3/ч. Подачу глинопорошка осуществляли из цементосмесительного агрегата (посредством шнеков) на глиноподъемник, а с глиноподъемника в смесительную емкость. Осуществляли периодический контроль плотности водной суспензии бентонитового глинопорошка в смесительной емкости, плотность составила 1245 кг/м3. Перемешивающаяся в смесительной емкости суспензия глинопорошка непрерывно откачивалась в скважину с расходом 10 м3/ч, таким образом в скважину закачали 10 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка. Затем в скважину последовательно закачали 10 м3 водного раствора полиалюминия хлорида и 10 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка. Далее закачали 10 м3 водного раствора полиалюминия хлорида (приготовленные аналогичным способом) и 2,5 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 с целью продавливания закачанных реагентов в пласт. Оставили скважину на реагирование в течение 48 ч. Далее провели контрольную промывку скважины от возможных остатков продуктов структурирования водоизоляционной композиции со спуском колонны насосно-компрессорных труб до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 36%, дебит нефти увеличился в 3 раза.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.

Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающий приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование, отличающийся тем, что в изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости скважины, по окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 10-25 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание циклов производится непрерывно, причем при резком возрастании давления закачивание водной суспензии бентонитового глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности и экономичности обработки. Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий смесь натрий алкилбензосульфонатов (С18-С24), смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов (C16-C18), смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (CnH2n+1O(C2H4O)mH, где n=7-9, m=10-12) содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: указанная смесь натрий алкилбензосульфонатов 89,55, указанная смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов 9,95, указанная смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов 0,5. 3 пр., 6 табл.
Наверх