Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритоков, путем чередующейся закачки в скважину компонентов гелеобразующих веществ.
Известен способ изоляции водопритоков в нефтяные скважины путем закачки цементного раствора с добавками кильсенита, когда перед закачкой основного тампонирующего состава в пласт закачивают смесь бентонита и воды (57 кг бентонита на 1 м3)[1].
При известном способе нет достаточной избирательности тампонирования: наряду с изоляцией водопритоков изолируются и те каналы, по которым поступает нефть из пласта.
Известен способ изоляции зон поглощения и водопритоков, при котором нефтецементный раствор закачивают к изолируемому участку и выдерживают в течение определенного времени. В это время раствор контактирует с пластовой водой и приобретает повышенную вязкость на границе контакта. Остановка во время процесса и последующее продавливание высоковязкой массы позволяют лучше заполнить смесью поры и трещины изолируемого пласта [2].
Известный способ имеет очень малую избирательность, что сильно ограничивает возможности его применения.
Известен способ изоляции водопроводящих каналов, при котором последовательно закачивают в скважину порции водонефтяной эмульсии с водной фазой (причем вязкость каждой порции превышает предыдущую) и цементного раствора с водоцементным отношением В/Ц=0,7-0,9 [3].
В ряде случаев эффективность известного способа недостаточна. При резких перепадах давления может происходить разрушение изолирующего экрана. Ограничен температурный рабочий диапазон.
Все приведенные известные способы [1] [2] [3] достаточно трудоемки и требуют больших энергозатрат, а также больших расходов реагентов для их проведения.
Известен также способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в добывающей скважине путем последовательной закачки в скважину раствора хлористого кальция и цементного раствора и продавливания их в скважину с промывкой скважины [4], являющийся наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и количеству совпадающих существенных признаков.
Но данный метод недостаточно эффективен из-за неполного проникновения и удерживания раствора в пласте.
Техническая задача заключается в проведении технологического мероприятия по ограничению подошвенных вод и заколонного перетока в эксплуатационных скважинах с целью увеличения и сохранения производительности по нефти путем введения в них с оптимальными энергозатратами доступных и дешевых реагентов, образующих при их взаимодействии прочную и долговечную водонепроницаемую зону, из закупорочного материала с высокими структурно-механическими свойствами, не растворяющимся в нефти и воде и устойчивым к высоким (для нефтяных скважин) температурам (80 - 90oC).
Мероприятия должны проводиться таким образом, чтобы стараться изолировать только каналы водопритоков и не перекрыть нефтяные каналы и иметь как можно меньше технологических операций.
Для достижения технического результата в поставленной задаче создается водонепроницаемый пропласток путем закачки через вскрытый фильтр компонентов гелеобразующих веществ.
В качестве коагулянта можно использовать раствор нафтената натрия или калия, возможно также использование смеси нафтената натрия и калия. В качестве электролита используется раствор хлористого кальция (возможно даже применение технического CaCl2).
В скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия или калия или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное соотношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м3 на один погонный метр мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия или калия или их смеси с соотношением нафтенат: вода 1: 2, с последующим продавливанием в скважину всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м3 на 1 м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют устье и выдерживают под давлением 24 часа.
ПРИМЕР:
Скважину очистили до забоя промывкой, далее в нее спустили на НКТ пакер 2ПД-ЯГ и установили на 50-150 м выше верхних дыр фильтрационной зоны. Проверили герметичность его установки.
Определили приемистость пласта. При наличии приемистости в пределах давлений, позволяющих проведение технологического процесса (Pmax ≅ 0,8 P разрыва пласта), приступают к осуществлению непроницаемого пропластка.
Реагенты закачивались в скважину по следующей схеме: первоначально закачивали 2 м3 CaCl2, затем 0,5 м3 воды, за ней 2 м3 нафтената натрия, потом опять 0,5 м3 воды. Данную процедуру повторили минимум три раза, после чего закачали затворенный на воде цементный раствор (водоцементное отношение 0,5) в объеме 0,5-2 м3 на один погонный метр, удельного веса 1,82 г/см2 с добавлением 5-10% нафтената натрия и всю массу продавили в скважину пластовой водой из расчета 2 м3 на 1 м мощности пласта так, чтобы выше фильтровой зоны оставался цементный стакан, равный 30 м.
Затем пакер подняли на высоту 50-100 м, провели промывку скважины и устье скважины загерметизировали, после чего выдержали под давлением 24 часа для затвердения закупоривающей массы.
Затем колонну опрессовали. После истечения времени ОЗЦ произвели разбуривание стакана до необходимого интервала и колонну опрессовали повторно.
Источники информации
1. Борьба с поглощениями при бурении скважин.- М.: Недра, 1968 г. Крылов В.И., Сухенко И.И.
2. Авт. св. СССР N 1391193 кл. E 21 B 33/13 1988 г.
3. Патент РФ. Способ изоляции обводненных пластов.- Сергеев Б.З., Резник Е.Г., Гайденко И.Ф., Ковалев Н.И.; RU 2013521 C1 5 E 21 B 33/13 1994 г.
4. Патент РФ. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений.- Гасумов Р.А., Перейма А.А., Дубенко В.Е.; RU 2121569 кл. E 21 B 43/32 1998 г.- (прототип).
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ОБРАБОТКИ И РАЗГЛИНИЗАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН | 2000 |
|
RU2172824C1 |
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ПОДОШВЕННЫХ ВОД И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ | 2006 |
|
RU2350737C2 |
СПОСОБ СОЗДАНИЯ ВРЕМЕННОГО ЭКРАНА В ФИЛЬТРОВОЙ ЗОНЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН | 2000 |
|
RU2169261C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ | 2005 |
|
RU2263777C1 |
ХИМИЧЕСКАЯ ДОБАВКА ДЛЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | 2000 |
|
RU2174179C1 |
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ | 2010 |
|
RU2455458C1 |
ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИЙ СОСТАВ | 2004 |
|
RU2270227C1 |
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ | 2011 |
|
RU2463436C1 |
АЭРИРОВАННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР | 2006 |
|
RU2320694C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ | 2004 |
|
RU2270229C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритоков. Технический результат - повышение добычи нефти за счет селективной изоляции каналов водопритоков. Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах, включающий промывку скважин и порционную закачку в нее воды, цементного раствора и хлористого кальция, предусматривает, что в скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия или калия или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное отношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м3 на 1 м мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия или калия или их смеси с соотношением нафтенат : вода 1 : 2 с последующим продавливанием в скважины всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м3 на 1 м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют их устья и выдерживают под давлением 24 ч.
Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах, включающий промывку скважин и порционную закачку в них воды, цементного раствора и хлористого кальция, отличающийся тем, что в скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия, или калия, или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное отношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м3 на 1 м мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия, или калия, или их смеси с соотношением нафтенат:вода 1:2, с последующим продавливанием в скважину всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м3 на 1м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют их устья и выдерживают под давлением 24 ч.
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ | 1996 |
|
RU2121569C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРОНИЦАЕМОГО ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2124124C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ | 1996 |
|
RU2128286C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД | 1996 |
|
RU2101486C1 |
US 4009975 A, 01.03.1977 | |||
US 3929190 A, 30.12.1975. |
Авторы
Даты
2001-08-27—Публикация
2000-11-23—Подача