СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ И ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ НАЛИЧИИ СУПЕРТРЕЩИН И ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ И СОСТАВ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2009 года по МПК E21B33/138 E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2352766C1

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов.

Известен способ освоения скважин путем закачки пенообразующего раствора с газообразным агентом. Пенообразующий раствор содержит в качестве ПАВ неонол ОП-10, дегидратор - CaCl2, структурообразователь - алкилдиметиламин, стабилизатор - КССБ и пресную воду (Патент РФ №2072036, кл. Е21В 43/25, 1997 г.). Эффективность способа существенно снижается при наличии системы трещин, пронизывающих нефтеводонасыщенные пласты.

Известен пенообразующий состав для изоляции или ограничения пластовых вод в нефтяные или газовые скважины, содержащий пенообразователь - поверхностно-активное вещество синтанол ЭС-3, неонол АФ9-12, стабилизатор - полимер праестол-854 (Патент РФ №2200822, кл. Е21В 33/138, 2003 г.). Недостатком данного пенообразующего состава является недостаточная вспениваемость и стабильность.

Наиболее близким по технической сущности является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа. В качестве гелеобразующей добавки в данном способе используют силикат натрия. Газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, до создания за счет этого водоизоляционного экрана (Патент РФ №2266400, кл. Е21В 43/22, 2005 г.). Однако использование известного способа при пластовой температуре для высокопроницаемых пластов, имеющих супертрещины, не эффективно из-за недостаточной устойчивости пены.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности технологических процессов, направленных на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков, поступающих по высокопроницаемым пластам и (или) супертрещинам, расширение ассортимента пенных систем, применяемых для решения вышеуказанных проблем, повышение устойчивости данных систем.

Технический результат достигается тем, что для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов в них закачивают высокоустойчивые пенные системы, в которых жидкой фазой является пенообразующий раствор, содержащий пенообразователь на основе Неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля, газовой фазой является сжатый воздух, подаваемый компрессорами или с помощью эжекторов-аэраторов, или азот, подаваемый азотогенерирующими установками, со степенью газирования в пределах 3-15 (отношение объема газа к объему жидкой фазы в нормальных условиях) и для повышения устойчивости пенной системы, упрочнения оболочки пузырька газа, препятствующей сжимаемости всей системы под действием давления, добавляют твердую фазу, представляющую собой тонкодисперсный материал (цемент, молотый кварцевый песок, зола-унос и др.) в количестве 20-30% от объема жидкой фазы. После закачки в высокопроницаемый пласт и (или) супертрещины трехфазной пенной системы, образующей прочный экран, препятствующий уходу состава глубоко в пласт или трещины (эффект Жамена), следом закачивают невспененный состав гелеобразующей композиции.

Пенообразующий раствор, составляющий жидкую фазу образованной трехфазной пенной системы и содержащий пенообразующую и стабилизирующую добавки, содержит пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля и стабилизирующую добавку на основе метилцеллюлозы, карбамида и натрия углекислого при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля 1,0-2,0 Метилцеллюлоза (МЦ-100) 1,0-1,5 Карбамид 2,0-5,0 Натрий углекислый 2,0-4,0 Вода остальное

В приготовленный состав добавляют тонкодисперсный материал, например цемент, в количестве 20-30% от объема жидкой фазы.

Пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля имеет высокую пенообразующую способность, к тому же совместим с пластовыми водами, стабилизирующая добавка на основе метилцеллюлозы и карбамида повышает устойчивость оторочки трехфазной пенной системы при повышенной температуре, при низкой пластовой температуре для повышения устойчивости в состав вводится добавка натрия углекислого (таблица).

В таблице приведены значения: кратности пены (β), представляющей собой отношение объема газонаполненной системы к объему исходного раствора или суспензии; плотности трехфазной пенной системы (ρ, кг/дм3); устойчивости (стабильности) газонаполненной системы (φ, %), которую оценивают по изменению объема системы в процессе термостатирования, вплоть до затвердевания.

Раствор для получения трехфазной пенной системы, используемой для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов в промысловых условиях, готовят следующим образом. Пенообразователь, метилцеллюлозу, карбамид и натрий углекислый загружают в емкость, в которую из ППУ (паропроизводящая установка) подают горячую пресную воду с температурой 60-90°С в количестве, равном 30-50% от требуемого для приготовления раствора. Для загрузки карбамида целесообразно использовать эжектор или транспортер. Перемешивание осуществляют насосным агрегатом. Затем в емкость подают холодную воду и производят перемешивание путем циркуляции по системе насос - емкость - насос до полного растворения веществ. Затем в полученный раствор добавляют необходимое количество твердой фазы. Для приготовления исходной суспензии, подвергающейся аэрации, используют портландцементы тампонажные нормальные по средней плотности цементного теста по ГОСТ 1581-85 или алинитовый цемент по ТУ 39-08-217-82. Приготовление исходных суспензий производится с помощью стандартной цементировочной техники (цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин). Аэрацию суспензий производят с помощью: передвижных компрессоров высокого давления типа СД - 9/101, СД - 12/250 (ТУ 26-12-665-83); компрессоров низкого давления буровых установок типа КТ-6 и эжекторов-аэраторов.

Для реализации способа в пласт закачивают пенообразующий раствор, представляющий собой суспензию, и одновременно начинают подачу воздуха для получения трехфазной пенной системы. Устойчивая трехфазная пенная система после закачки в пласт заполняет пустоты и трещины в пласте и образует прочный экран, блокируя высокопроницаемые участки пласта и (или) супертрещины. После этого производится закачка гелеобразующей композиции.

Полученный прочный водоизоляционный гелевый экран позволяет изолировать водопритоки в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивать профиль приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах.

Похожие патенты RU2352766C1

название год авторы номер документа
Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) 2020
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Уваров Сергей Геннадьевич
  • Зиатдинова Резида Шариповна
  • Золотухина Валентина Семеновна
RU2742089C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ГАЗОЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКОЙ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ПРИ СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ В ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ С ПОМОЩЬЮ ПЕННЫХ СИСТЕМ 2020
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Прохоров Петр Эдуардович
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Керосиров Владимир Михайлович
RU2736021C1
СОСТАВ ДЛЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2006
  • Гайсин Равиль Фатыхович
  • Гайсин Марат Равильевич
  • Гайсин Ринат Равилевич
RU2313560C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Ризванов Рафгат Зиннатович
  • Кубарева Надежда Николаевна
  • Абросимова Наталья Николаевна
  • Яхина Ольга Александровна
RU2339803C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Алтунина Любовь Константиновна
  • Кувшинов Владимир Александрович
  • Стасьева Любовь Анатольевна
RU2361074C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ 2005
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Уваров Сергей Геннадьевич
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Глумов Иван Фоканович
  • Слесарева Валентина Вениаминовна
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Хисамов Раис Салихович
RU2285785C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ 2005
  • Магадова Любовь Абдулаевна
  • Магадов Рашид Сайпуевич
  • Силин Михаил Александрович
  • Гаевой Евгений Геннадьевич
  • Ефимов Николай Николаевич
  • Назыров Ринат Раульевич
  • Ларченко Юрий Александрович
  • Гурьянов Олег Владимирович
RU2330942C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 1999
  • Якименко Г.Х.
  • Давыдов В.П.
  • Ягафаров Ю.Н.
  • Гафуров О.Г.
  • Хисаева А.И.
  • Гумеров Р.Р.
  • Мухтаров Я.Г.
RU2148160C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2002
  • Бриллиант Л.С.
  • Козлов А.И.
  • Ященко С.А.
  • Ручкин А.А.
  • Ахметов А.Т.
  • Амелькин С.В.
  • Феклистов В.Н.
  • Шнайдер А.В.
RU2266400C2
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2015
  • Мухамедьянов Фарит Фазитович
RU2597593C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ И ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ НАЛИЧИИ СУПЕРТРЕЩИН И ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ И СОСТАВ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах. Способ включает в себя закачку в скважины, при наличии в них супертрещин и высокопроницаемых пластов, пенообразующего раствора и гелеобразующей композиции. При этом сначала закачивают высокоустойчивые трехфазные пенные системы, в которых жидкой фазой является пенообразующий раствор, газовой фазой является сжатый воздух или азот, подаваемый со степенью газирования в пределах 3-15, и твердой фазой, представляющей собой тонкодисперсный материал, например цемент, в количестве 20-30% от объема жидкой фазы. После закачки пенной системы следом закачивается невспененный состав гелеобразующей композиции. В состав пенообразующего раствора входит пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля в соотношении 1:1, метилцеллюлоза (МЦ-100), карбамид, натрий углекислый. Задачей данного изобретения является повышение эффективности технологических процессов, направленных на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков, а также повышение устойчивости пенных систем и расширение их ассортимента. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Формула изобретения RU 2 352 766 C1

1. Способ изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов, включающий в себя закачку в них пенообразующего раствора, отличающийся тем, что в пласт и супертрещины закачивают высокоустойчивые трехфазные пенные системы, в которых жидкой фазой является пенообразующий раствор, газовой фазой является сжатый воздух, подаваемый компрессорами или с помощью эжекторов-аэраторов или азот, подаваемый азотогенерирующими установками со степенью газирования в пределах 3-15, и твердой фазой, представляющей собой тонко дисперсный материал, например цемент, в количестве 20-30% от объема жидкой фазы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки в высокопроницаемый пласт и (или) супертрещины трехфазной пенной системы, следом закачивается невспененный состав гелеобразующей композиции.

3. Состав пенообразующего раствора для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов на основе пенообразующего раствора, отличающийся тем, что раствор содержит пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля и стабилизирующую добавку на основе метилцеллюлозы, карбамида и натрия углекислого при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля 1,0-2,0 Метилцеллюлоза (МЦ-100) 1,0-1,5 Карбамид 2,0-5,0 Натрий углекислый 2,0-4,0 Вода Остальное

4. Состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве пенообразователя используется смесь неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля в соотношении 1:1.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2352766C1

СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2002
  • Бриллиант Л.С.
  • Козлов А.И.
  • Ященко С.А.
  • Ручкин А.А.
  • Ахметов А.Т.
  • Амелькин С.В.
  • Феклистов В.Н.
  • Шнайдер А.В.
RU2266400C2
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЕЙ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 1995
  • Антипов В.С.
  • Бриллиант Л.С.
  • Старкова Н.Р.
RU2087698C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ 2000
  • Доброскок Б.Е.
  • Яковлев С.А.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Кубарева Н.Н.
  • Валеева Г.Х.
  • Мусабиров Р.Х.
  • Ганеева З.М.
  • Салихов И.М.
RU2169258C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2000
  • Брезицкий С.В.
  • Бриллиант Л.С.
  • Джафаров И.С.
  • Иванов С.В.
  • Козлов А.И.
RU2175053C1
US 3656550 А1, 18.04.1972.

RU 2 352 766 C1

Авторы

Алтунина Любовь Константиновна

Кувшинов Владимир Александрович

Стасьева Любовь Анатольевна

Белянин Герман Николаевич

Петреску Владимир Ионович

Даты

2009-04-20Публикация

2007-07-17Подача