СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАКУПОРКИ ПОРОВЫХ КАНАЛОВ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИМИ СОСТАВАМИ Российский патент 2004 года по МПК E21B33/13 E21B49/00 

Описание патента на изобретение RU2231623C1

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при определении типа водоизолирующего состава, применяемого для водоизоляции обводненных интервалов нефтяных и газовых скважин при разработке месторождений.

Известен способ определения коэффициента восстановления проницаемости по данным замеров проницаемости пластовой воды до и после закачки водоизолирующих составов (И.И.Клещенко, А.В.Григорьев. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. - М.: Недра, 1998. С.80-82). Данный способ не позволяет учесть объема пор, в которые закачан водоизолирующий состав.

Наиболее близкий к предлагаемому способу - способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующим составом (А.К.Ягафаров, P.M.Курамшин, С.С.Демичев. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень, Изд-во “Слово”, 2000 с.135-143). Предметом исследований в данном способе является проверка возможностей применения водоизолирующих составов на основе тяжелой смолы пиролиза на разведочных и эксплуатационных скважинах с целью изоляции обводненных интервалов. Эксперименты проводились на сцементированных образцах керна, у которых определялась проницаемость по воде до и после закачки водоизолирующего состава.

Данный способ не позволяет получить полную информацию о распределении водоизолирующего состава в поровом пространстве породы-коллектора. Низкие значения проницаемости, полученные после закачки водоизолирующего состава, не дают полную картину распределения водоизолирующего состава в породе. При проведении экспериментов на цилиндрических образцах закупорка пор происходит с одной стороны образца, где находится весь объем внедрившегося состава. В пластовых условиях такое распределение водоизолирующего состава у стенки скважин снижает надежность водоизолирующего экрана и приводит к прорыву воды в скважину.

Технический результат - повышение точности определения водоизолирующих свойств состава, обеспечивающего надежную изоляцию обводненных интервалов нефтегазоносных пластов.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами, включающем отбор образца керна, выпиливание параллельно напластованию цилиндрического образца, экстрагирование спиртобензольной смесью, определение газопроницаемости, насыщение пластовой водой под вакуумом, установку образца в кернодержатель установки, моделирование пластовых условий, определение проницаемости по пластовой воде, закачку водоизолирующего состава, выдержку образца после закачки состава, определение проницаемости по пластовой воде, в отличие от известного образец керна с известной проницаемостью взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия, закачивают водоизолирующий состав, выдерживают до момента окончания химической реакции водоизолирующего состава с исследуемой породой, моделируют процесс освоения скважины, определяют проницаемость по пластовой воде, вынимают образец из кернодержателя, донасыщают образец под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, по известным зависимостям рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости.

Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов образца породы-коллектора осуществляется следующим образом: отбирают образец керна и выпиливают параллельно напластованию цилиндрический образец, экстрагируют спиртобензольной смесью, определяют газопроницаемость, взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость. Устанавливают образец керна в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия. Для условий нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения пластовая температура - 75°С, эффективное давление - 31 МПа. Проводят определение проницаемости образца по пластовой воде. Закачивают водоизолирующий состав со стороны образца, противоположной фильтрации воды, который выдерживают в образце до момента окончания химической реакции с исследуемой породой. Моделируют процесс освоения скважины закачкой пластовой воды при давлении, равном депрессии, прикладываемой к пласту - 9 МПа. В конце опыта из кернодержателя вынимают образец, донасыщают его под вакуумом пластовой водой, взвешивают, определяют пористость, по известным зависимостям рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости.

Расчет коэффициента закупорки поровых каналов по данным пористости осуществляют следующим образом.

1. Коэффициент открытой пористости (Кп) определяют по формуле:

где Vnop - объем пор образца, м3;

Voбp - объем образца, м3.

2. После прокачки водоизолирующего состава объем пор изменяется в зависимости от нового значения открытой пористости.

Если первоначальный объем пор равен

Vпор=Kп·Vобр,

то после закачки водоизолирующего состава величина объема пор изменяется

V1пор

=K1п
·Vобр.

Изменение объема порового пространства ΔV после закачки состава составит

ΔV=Vпор-V1пор

=Vобрп1п
).

3. Коэффициент закупорки поровых каналов Кз равен

где ΔKn - изменение коэффициента пористости после закачки водоизолирующего состава, доли;

Kn - коэффициент пористости, доли.

Для проверки достоверности заявленного способа были проведены эксперименты на образцах керна Уренгойского месторождения, которые приводятся в таблице (в конце описания).

Используя результаты исследований по закачке водоизолирующих составов в образцы керна и определения коэффициентов закупорки поровых каналов по данным замеров проницаемости и пористости можно установить, что низкие значения проницаемости после закачки водоизолирующих составов не дают объективную характеристику распределения данного состава в поровом пространстве породы-коллектора. Низкие значения коэффициента закупорки порового пространства указывают, что данный состав перекрывает поры у стенки скважины и не проникают в породу, что может привести к преждевременному прорыву воды в скважину. При сопоставлении всех значений коэффициентов закупорки можно получить объективную характеристику распределения водоизолирующего состава в прискважинной зоне скважины.

Похожие патенты RU2231623C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СВОЙСТВ СОСТАВОВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН 2000
  • Паникаровский В.В.
  • Клещенко И.И.
  • Битюкова В.С.
  • Щуплецов В.А.
  • Паникаровский Е.В.
RU2186363C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛИЯНИЯ ПРОНИКНОВЕНИЯ ФИЛЬТРАТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД 2006
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Поляков Евгений Евгеньевич
RU2331056C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТЕПЕНИ ИЗМЕНЕНИЯ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ОБРАЗЦА ГОРНОЙ ПОРОДЫ В КИСЛОТНЫХ СОСТАВАХ 2001
  • Паникаровский В.В.
  • Клещенко И.И.
  • Битюкова В.С.
  • Щуплецов В.А.
  • Паникаровский Е.В.
RU2184364C1
Способ определения восстановления проницаемости горных пород 2002
  • Паникаровский В.В.
  • Щуплецов В.А.
  • Романов В.К.
  • Паникаровский Е.В.
  • Мацук С.Н.
RU2224105C1
СПОСОБ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ 2023
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Кустышева Ирина Николаевна
  • Ведменский Антон Максимович
RU2820104C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД 2000
  • Паникаровский В.В.
  • Паникаровский Е.В.
  • Шуплецов В.А.
RU2184363C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГИХ СВОЙСТВ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД 2003
  • Паникаровский В.В.
  • Клещенко И.И.
  • Щуплецов В.А.
  • Поляков Е.Е.
  • Паникаровский Е.В.
RU2253855C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН 2008
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Кузьмич Людмила Ивановна
RU2374295C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2004
  • Паникаровский В.В.
  • Щуплецов В.А.
  • Романов В.К.
  • Кузмич Л.И.
  • Клещенко И.И.
  • Паникаровский Е.В.
  • Романов А.В.
RU2256073C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2004
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Щуплецов Владимир Аркадьевич
  • Романов Валерий Константинович
  • Кузьмич Людмила Ивановна
  • Клещенко Иван Иванович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Романов Александр Валерьевич
RU2276724C1

Реферат патента 2004 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАКУПОРКИ ПОРОВЫХ КАНАЛОВ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИМИ СОСТАВАМИ

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при определении типа водоизолирующего состава, применяемого для водоизоляции обводненных интервалов нефтяных и газовых скважин при разработке месторождений. Обеспечивает повышение точности определений водоизолирующих свойств состава, обеспечивающего надежную изоляцию обводненных интервалов нефтегазоносных пластов. Сущность изобретения: отбирают образец керна. Выпиливают параллельно напластованию цилиндрический образец. Экстрагируют спиртобензольной смесью. Определяют газопроницаемость. Насыщают пластовой водой под вакуумом. Устанавливают образец в кернодержатель установки. Моделируют пластовые условия. Определяют проницаемость по пластовой воде. Закачивают водоизолирующий состав. Выдерживают образец после закачки состава. Определяют проницаемость по пластовой воде. Согласно изобретению образец керна с известной проницаемостью взвешивают, насыщают его пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия. Затем закачивают водоизолирующий состав, выдерживают до момента окончания химической реакции водоизолирующего состава с исследуемой породой, моделируют процесс освоения скважины, определяют проницаемость по пластовой воде. После этого вынимают образец из кернодержателя, донасыщают образец под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 231 623 C1

Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами, включающий отбор образца керна, выпиливание параллельно напластованию цилиндрического образца, экстрагирование спиртобензольной смесью, определение газопроницаемости, насыщение пластовой водой под вакуумом, установку образца в кернодержатель установки, моделирование пластовых условий, определение проницаемости по пластовой воде, закачку водоизолирующего состава, выдержку образца после закачки состава, определение проницаемости по пластовой воде, отличающийся тем, что образец керна с известной проницаемостью взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия, закачивают водоизолирующий состав, выдерживают до момента окончания химической реакции водоизолируещего состава с исследуемой породой, моделируют процесс освоения скважины, определяют проницаемость по пластовой воде, вынимают образец из кернодержателя, донасыщают образец под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2004 года RU2231623C1

ЯГАФАРОВ А.К
и др
Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях западной сибири
- Тюмень: Слово, 2000, с.135-143
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СВОЙСТВ СОСТАВОВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН 2000
  • Паникаровский В.В.
  • Клещенко И.И.
  • Битюкова В.С.
  • Щуплецов В.А.
  • Паникаровский Е.В.
RU2186363C1
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД И ДЕБИТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН 1998
  • Смыков В.В.
  • Волкова И.Н.
  • Кашапов Х.З.
RU2159849C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРИСТЫХ ГОРНЫХ ПОРОД 1996
  • Славкин Владимир Семенович
  • Френкель Сергей Михайлович
  • Страхов Павел Николаевич
RU2092878C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН 1992
  • Васильченко Анатолий Александрович[Ua]
RU2068489C1
Способ тампонирования скважин вспененными растворами 1987
  • Бондаренко Виктор Васильевич
  • Бакшутов Вячеслав Степанович
  • Ангелопуло Олег Константинович
  • Исаев Валерий Иванович
  • Леонов Евгений Григорьевич
  • Коротков Николай Иванович
SU1521859A1
US 4607014 А, 19.08.1986.

RU 2 231 623 C1

Авторы

Паникаровский В.В.

Клещенко И.И.

Паникаровский Е.В.

Щуплецов В.А.

Даты

2004-06-27Публикация

2002-11-15Подача