Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах



Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах
Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах

 


Владельцы патента RU 2619778:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в условно вертикальных скважинах с обсаженным стволом. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижении вязкости водоизолирующего реагента, а также упрощении изоляционных работ за счет их проведения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с гибкой трубой. Способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах включает приготовление, закачку и продавку в зону изоляции водных растворов полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию. Спускают гибкую трубу - ГТ и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации. Определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа). Закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в скважинах, эксплуатирующих обводненные карбонатные коллекторы.

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, затем указанную закачку повторяют. 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 - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем 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 данного способа является его низкая эффективность за счет незначительного проникновения в пласт раствора ГОПАН, содержащего 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, при этом образуется вязкая полимерная масса, которая не может проникать глубоко в трещины и поры, а остается в зоне контакта с 20%-ным раствором хлористого кальция.

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 закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH 3,5-5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177 в объеме, равном 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч, далее через нагнетательную скважину закачивают раствор неионогенного ПАВ, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и производят отбор нефти через добывающую скважину. Закачку водоизолирующего реагента осуществляют по насосно-компрессорным трубам.

Недостатком известного способа является низкая эффективность изоляции водопритока из-за более высокой вязкости водоизолирующего реагента, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Реагент не проникает глубоко в поры и трещины карбонатного пласта.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижения вязкости водоизолирующего реагента, а также расширение технологических возможностей осуществления способа за счет его выполнения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с гибкой трубой.

Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах, включающим приготовление, закачку и продавливание в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что спускают гибкую трубу – ГТ, и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации, определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа), закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч.

Реагенты, применяемые в предложении:

- полиалюминия хлорид представляет собой порошок от белого до 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%;

- вода пресная, сточная или минерализованная хлоркальциевого типа.

Сущность изобретения заключается в блокировании путей притока воды гелем, образующимся из водного раствора полиалюминия хлорида при его контактировании с карбонатной породой пласта, и реализуется путем закачки в изолируемый интервал водного раствора полиалюминия хлорида. Количество закачиваемого 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида в зависимости от приемистости интервала перфорации установлено опытным путем и представлено в табл. 1. На основе лабораторных исследований и опыта промысловых работ установлено, что использование раствора полиалюминия хлорида с концентрацией 10% не приводит к снижению изолирующей способности, а исключение из состава раствора полиакриламида приводит к снижению вязкости закачиваемого раствора, в результате чего он глубже проникает в поры и трещины карбонатного пласта.

Для приготовления раствора полиалюминия хлорида может быть использована пресная, сточная или минерализованная вода хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3.

Реализация способа осуществляется следующим образом. В скважину без предварительного подъема глубинного насосного оборудования спускают ГТ. Опрессовывают оборудование установки с ГТ, линию высокого давления, блок противовыбросовых превенторов, связанное с ним контрольное оборудование, включая штуцерные манифольды и предохранительные клапаны. Спускают ГТ до забоя по межтрубному пространству, в процессе спуска ГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция технологической жидкости (любая жидкость, используемая при работе скважины). Поднимают ГТ на 20-30 м выше интервала перфорации. Межтрубное пространство скважины оборудуют манометром. Определяют приемистость, готовят и закачивают через ГТ в интервал перфорации 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида. При этом при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 2,0 м3/(ч⋅МПа) включительно проводят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида, а при приемистости от 2,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа) закачивают от 45 до 90 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида. Закачку и последующую продавку раствора полиалюминия хлорида проводят при максимально возможном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, но не превышая допустимое давление на эксплуатационную колонну и на пласты. Закачка при максимальном расходе необходима, так как в динамических условиях образование геля происходит медленнее, за счет чего во время закачки рост давления происходит менее интенсивно, что позволяет закачать большее количество раствора. При приближении давления к максимально допустимому закачивание раствора полиалюминия хлорида прекращают, далее продавливают на 1-3 м3 в изолируемый интервал раствор полиалюминия хлорида закачиванием в ГТ технической жидкости с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Поднимают ГТ и оставляют скважину на время образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида в течение не менее 168 ч. Минералогический состав пород, слагающих карбонатные коллекторы на разных месторождениях, может существенно отличаться, соответственно в зависимости от содержания карбонатного материала (солей угольной кислоты) время образования геля может существенно различаться. В течение 168 ч образование геля произойдет в условиях большинства месторождений с карбонатными коллекторами, поэтому после проведения работ по ограничению водопритока оставляют скважину на время образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида в течение 168-180 ч. Далее проводят промывку скважины от возможных остатков продуктов структурирования водоизоляционной композиции со спуском ГТ до забоя скважины, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию.

Пример практического применения

Пример 1. Работы проводили в скважине с обсадной колонной диаметром 168 мм, эксплуатирующей обводненный карбонатный трещиноватый пласт, интервал перфорации в скважине - 878-891 м. Провели монтаж «колтюбинговой» установки М1002. Заполнили скважину пресной водой и спустили ГТ диаметром 25,4 мм до забоя по пространству между эксплуатационной колонной и подвеской глубинного насоса, в процессе спуска ГТ поддерживали непрерывную циркуляцию пресной воды. Подняли ГТ с непрерывной циркуляцией пресной воды на 850 м над изолируемым интервалом. Заполнили скважину пресной водой. Опрессовали оборудование установки с ГТ, линию высокого давления, блок противовыбросовых превенторов, связанное с ним контрольное оборудование, включая штуцерные манифольды и предохранительные клапаны. Межтрубное пространство скважины оборудовали манометром. Определили приемистость закачиванием в интервал перфорации 6,0 м3 пресной воды, приемистость составила 1,1 м3/(ч⋅МПа). Приготовление и закачивание раствора полиалюминия хлорида проводили одновременно с использованием установки КУДР-8. В первую смесительную емкость установки КУДР-8 закачали 1,5 м3 пресной воды. При постоянном перемешивании в емкость засыпали 150 кг полиалюминия хлорида и растворили его в течение 5 мин. Приготовленный раствор полиалюминия хлорида начали закачивать в скважину, одновременно во второй смесительной емкости КУДР-8 начали аналогичным способом готовить следующие 1,5 м3 раствора полиалюминия хлорида. При поочередном приготовлении в 2-х емкостях установки КУДР-8 в скважину закачали 30 м3 водного 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Подняли колонну ГТ и оставили скважину на время образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида в течение 168 ч. Далее промыли скважину пресной водой от возможных остатков продуктов структурирования водоизоляционной композиции со спуском ГТ до забоя скважины, провели освоение и ввели скважину в эксплуатацию. В результате обводненность продукции снизилась на 35%, дебит нефти увеличился на 2,3 т. Остальные примеры выполняли аналогично примеру 1, они представлены в табл. 2.

Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижения вязкости водоизолирующего реагента, а также расширить технологические возможности осуществления способа за счет его выполнения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с ГТ.

Способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах, включающий приготовление, закачку и продавку в зону изоляции водных растворов полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что спускают гибкую трубу – ГТ, и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации, определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа), закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к управлению погружными электронасосными установками для добычи нефти из скважин. Управляемая система содержит согласующий трансформатор, кабельную линию, регулирующий штуцер, трубопроводный обратный клапан, первый патрубок, муфтовый переводник, насосно-компрессорные трубы, сбивной клапан, скважинный обратный клапан, второй патрубок, ловильную головку, погружной электроцентробежный насос, газосепаратор, протектор, погружной электродвигатель, фильтр и систему управления.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов. Установка содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

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.

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, 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.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Изобретение относится к внутрискважинным инструментам, к раздвижному узлу стыковочного ниппеля. Узел стыковочного ниппеля содержит корпус и наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса, компрессионное кольцо, размещенное вокруг наружной стороны корпуса и выполненное с возможностью осевого перемещения относительно корпуса сразу после того, как было приведено в действие, и множество зажимных кулачков, присоединенных и пролегающих между компрессионным кольцом и наконечником стыковочного ниппеля. Каждый зажимной кулачок предварительно сжат, в результате чего каждый зажимной кулачок предрасположен отгибаться радиально наружу, при этом когда компрессионное кольцо приведено в действие, множество зажимных кулачков перемещается радиально наружу с первого диаметра до второго диаметра, который больше, чем первый диаметр. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх