СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2014 года по МПК E21B33/138 C09K8/504 

Описание патента на изобретение RU2536529C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Известен способ изоляции и зоны поглощения (патент РФ №1774689, опубл. 10.01.1996 г.), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину одновременно-раздельно двух потоков. Первый поток содержит гипан (0,01-1,0%), жидкое стекло 2-6%, воду, второй поток - водный раствор кислоты (0,44-4,0% по кислоте). Дополнительно потоки закачивают в пласт. Дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока. Количество дополнительной кислоты 5-35% от общего объема состава. Продавливают состав в пласт пресной водой в течение 8-12 ч. Выдерживают скважину в течение 2-3 суток. После этого скважину запускают в эксплуатацию.

Недостатком данного способа является длительность структурирования изолирующего материала (до трех суток), в результате чего в условиях высокой приемистости изолируемой зоны изолирующий состав может быть поглощен, не успев отвердеть, что приведет к снижению эффективности ремонтных работ.

Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2128768, опубл. 10.04.1999 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку изолирующего агента в скважины при обводнении добывающих скважин на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. В качестве изолирующего агента используют гелевую композицию, состоящую из силиката натрия, концентрированной соляной кислоты, полимера, древесной муки и воды.

Недостатком данного способа является высокая коррозионная активность соляной кислоты, по отношению к внутрискважинному оборудованию, сложность приготовления водоизоляционного состава ввиду его многокомпонентности, а также дефицитность древесной муки как исходного компонента, ввиду ограниченности ее производства. Кроме того, недостатком является также включение в состав полимерного вещества, которое, также как и силикат натрия, и является самостоятельным гелеобразователем. Присутствие всех этих веществ в одном составе не улучшает его технических и прочностных качеств.

Известен способ получения состава для изоляции водопритока в скважину (патент РФ №2081297, опубл. 10.06.1997 г.), содержащий силикат натрия, электролит, воду, многоатомный спирт и древесную муку.

Недостатком данного способа является низкая эффективность применения в низкопроницаемых поровых коллекторах ввиду высокой вязкости и наличия в водоизолирующем составе взвешенных частиц древесной муки, не способных фильтроваться в пористую среду ввиду своих размеров. Кроме того, водоизоляционный состав сложен в приготовлении ввиду своей многокомпонентности.

Известен способ получения состава для регулирования проницаемости обводненных продуктивных пластов с карбонатными коллекторами (патент РФ №2125156, 20.01.1999 г.), включающий раствор хлорида алюминия и соляную кислоту. В качестве раствора хлорида алюминия используется отход производства изопропилбензола и 15%-ный раствор соляной кислоты в соотношении 2:1.

Недостатком данного способа является реагирование водоизоляционного состава с карбонатными породами коллектора, которые могут быть различными по своему минералогическому составу, что приводит к изменению структурно-механических свойств водоизоляционного экрана. Кроме того, образование геля происходит не в полном объеме от закаченных в пласт исходных реагентов, в связи с плохим перемешиванием в поровом пространстве и взаимодействием состава с минерализованной пластовой водой.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип, включающий в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 ч, технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.

Недостатком данного способа является продолжительный период гелеобразования (6-10 ч) при значениях вязкости, близких к вязкости воды (1,2-10 мПа·с), в результате чего при высокой проницаемости изолируемых интервалов гелеобразующий состав может быть поглощен, не успев структурироваться, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ. Кроме того, использование в качестве сырья водных растворов силиката натрия и ацетата хрома вызывает дополнительные затраты на транспортировку реагентов и сложности обработок скважин при отрицательных температурах в связи с замерзанием исходных компонентов.

Технический результат заключается в снижении добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин.

Технический результат достигается тем, что осуществляется закачка в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду, метасиликат натрия и хромокалиевые квасцы при следующем соотношении реагентов, маc. %:

Метасиликат натрия 5-20 Хромокалиевые квасцы 3-9 Вода Остальное,

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляется прокачка раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживается технологическая пауза продолжительностью 12-18 часов, после чего скважина запускается в работу.

Описываемый способ поясняется таблицей, в которой приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией метасиликата натрия 10% маc.

Способ осуществляют следующим образом.

Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляется исследование профиля приемистости нагнетательной скважины, выявляются интервалы с повышенной закачкой вытесняющего агента.

До интервала с повышенной приемистостью поднимается башмак насосно-компрессорных труб. Производится опрессовка скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава.

Рассчитывается необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Для приготовления водоизоляционного состава рассчитанный объем пресной воды делится на две равные части, куда добавляется метасиликат натрия и хромокалиевые квасцы и осуществляется перемешивание до полного их растворения. После этого производится совместное перемешивание двух растворов в течение 10 минут

Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивается оторочка пресной воды объемом не менее 10 м3. Закачивание оторочки пресной воды позволяет снизить концентрацию катионов кальция в флюидах, насыщающих призабойную зону пласта, и таким образом предотвратить неконтролируемое преждевременное выпадение осадка при контакте пластовой воды и водоизоляционного состава.

Далее осуществляется закачка водоизоляционного состава. При закачке состав в связи с гидродинамической селективностью в первую очередь поступает в более проницаемые промытые водой пропластки. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливается в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80% от нормальной приемистости скважины. Низкая вязкость композиции (1-15 мПа·с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.

После продавки водоизоляционного состава в пласт осуществляется промывка ствола скважины раствором пресной воды и выдерживается технологическая пауза в течение 3-4 часов. По истечении указанного промежутка времени в скважину прокачивается оторочка 15% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1 объема пор призабойной зоны пласта, затем осуществляется повторная промывка пресной водой ствола скважины от раствора щелочи.

После промывки скважина останавливается на технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых водой интервалах продуктивного пласта, тем самым снижая его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступаемой в скважину воды.

Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях одного из месторождений Западной Сибири с использованием пластовой нефти и воды, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

В таблице 1 приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией метасиликата натрия 10% мас., рекомендуемого для применения на месторождениях с пластовой температурой до 90°C. Изменением концентрации хромокалиевых квасцов регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.

Способ иллюстрируется следующими примерами.

Пример. Производится операция по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 200 м3/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составит 160 м3/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивается водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (150 м3 по данным гидродинамических исследований). Используется состав, содержащий 10% метасиликата натрия и 5,9% хромокалиевых квасцов, с учетом того, что плотность данного состава 1100 кг/м3, суммарная масса необходимого количества химических реагентов составит 165000 кг: 16500 кг метасиликата натрия (10% маc.), 9735 кг хромокалиевых квасцов (5,9% маc.) и 138,88 м3 пресной воды (84,1% маc.). При этом начальное напряжение сдвига водоизоляционной композиции составит 120 Па, пластическая прочность 1646 Па, а время гелеобразования 106 минут. После закачки требуемого объема композиции производится промывка пресной водой ствола скважины от остатков водоизоляционного состава и выдерживается технологическая пауза в течение 3 часов.

После выдержки технологической паузы в скважину прокачивается оторочка объемом 15 м3 водного раствора гидроксида натрия (15% маc.), плотностью 1164 кг/м3; суммарная масса химических реагентов для приготовления расчетного объема раствора щелочи составит 17460 кг: 2619 кг гидроксида натрия (15% маc.) и 14,841 м3 пресной воды (85% маc.).

После прокачки раствора щелочи производится повторная промывка пресной водой ствола скважины. Далее скважина закрывается на 12 часов для выдерживания технологической паузы, необходимой для набора водоизоляционным составом максимальной прочности.

Табл.1 Концентрация хромокалиевых квасцов, % мас. Пластическая прочность геля, Па Время гелеобразования, минуты Начальное напряжение сдвига, Па 5,7 1177 315 96 5,8 1350 125 100 5,9 1646 108 120 6 1296 72 99

Похожие патенты RU2536529C1

название год авторы номер документа
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины 2016
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2661973C2
Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами 2016
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2665494C2
Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти 2016
  • Бурханов Рамис Нурутдинович
  • Максютин Александр Валерьевич
RU2632799C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ 2017
  • Исмагилов Фанзат Завдатович
  • Фаттахов Ирик Галиханович
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Вашетина Елена Юрьевна
  • Шигапов Нияз Ильясович
RU2669648C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЁМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) 2016
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Елизарова Татьяна Юрьевна
RU2627785C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА 2002
  • Бачев О.А.
  • Пелевин Н.Л.
  • Якименко Г.Х.
  • Гафуров О.Г.
  • Парфентьев И.В.
  • Трофимов В.Е.
  • Овчинников Р.В.
RU2243365C2
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ 2011
  • Никитин Марат Николаевич
  • Петухов Александр Витальевич
  • Гладков Павел Дмитриевич
  • Тананыхин Дмитрий Сергеевич
  • Шангараева Лилия Альбертовна
RU2456439C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Золотухина Валентина Семеновна
  • Латыпов Рустам Рашидович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Хисамов Раис Салихович
RU2382185C1
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ) 2018
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Жолдасова Эльвира Расимовна
RU2681134C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 2013
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2554957C2

Реферат патента 2014 года СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

Формула изобретения RU 2 536 529 C1

Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, отличающийся тем, что в указанный состав добавляют метасиликат натрия и, в качестве инициатора процесса гелеобразования, хромокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Метасиликат натрия 5-20% Хромокалиевые квасцы 3-9% Вода Остальное,


при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2014 года RU2536529C1

СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ 2011
  • Никитин Марат Николаевич
  • Петухов Александр Витальевич
  • Гладков Павел Дмитриевич
  • Тананыхин Дмитрий Сергеевич
  • Шангараева Лилия Альбертовна
RU2456439C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2008
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Фомин Денис Григорьевич
RU2377399C2
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2467156C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 1997
  • Мазаев Владимир Владимирович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Коваль Ярослав Григорьевич
RU2111351C1
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ЗАКАНЧИВАНИЯ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР 2002
  • Нацепинская А.М.
  • Фефелов Ю.В.
  • Гребнева Ф.Н.
  • Татауров В.Г.
  • Гаршина О.В.
  • Кашбиев Гайса
RU2215016C1
SU 1587986 A1, 20.02.1996
Состав для изоляции водопритока в скважину 1983
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Швецов Игорь Александрович
SU1138485A1
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕРАПЕВТИЧЕСКИ ЭФФЕКТИВНОГО КОЛИЧЕСТВА Bb-12 И LGG ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ЛЕКАРСТВЕННОГО СРЕДСТВА ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ИЛИ ЛЕЧЕНИЯ РЕСПИРАТОРНЫХ ИНФЕКЦИЙ И ОСТРОГО СРЕДНЕГО ОТИТА У МЛАДЕНЦЕВ 2005
  • Исолаури Эрика
  • Салминен Сеппо
RU2332224C1

RU 2 536 529 C1

Авторы

Дурягин Виктор Николаевич

Стрижнев Кирилл Владимирович

Ефимов Петр Леонидович

Шагиахметов Артем Маратович

Даты

2014-12-27Публикация

2013-12-17Подача