EA034659B1 - Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов - Google Patents
Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- EA034659B1 EA034659B1 EA201900200A EA201900200A EA034659B1 EA 034659 B1 EA034659 B1 EA 034659B1 EA 201900200 A EA201900200 A EA 201900200A EA 201900200 A EA201900200 A EA 201900200A EA 034659 B1 EA034659 B1 EA 034659B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- composition
- thickener
- psp
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 34
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 30
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 27
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 5
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 abstract description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 5
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 4
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности изоляции трещиноватых и/или высокопроводимых каналов. В способе предусматривают закачку в пласт суспензии предварительно сшитого полимера - ПСП на основе загущенной воды. Для этого подбирают марку ПСП, загуститель с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта и технической воды, после чего готовят композицию путем смешивания исходных частиц реагента ПСП с водой в концентрациях 0,1-1% с последующим добавлением загустителя и перемешиванием в течение не менее 30 мин. В качестве загустителя используют полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, модифицированный крахмал, полиоксиэтилен или др. Используемая концентрация загустителя находится в пределах от 0,1 до 10%.
Description
Область техники
Изобретение относится к области геологии и разработки месторождений.
Уровень техники
Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU № 2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г.). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку.
Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого его размыва нагнетаемой водой, а также ограниченной степенью проникновения реагента в пласт, что не позволяет снижать подвижность воды в удаленных зонах.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, согласно которому в пласт закачивают в виде первой оторочки дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера, а в виде второй оторочки закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла (патент РФ № 2299319, МПК Е21В 43/22).
Способ недостаточно эффективен из-за того, что в качестве дисперсных гель-частиц предложено использовать промышленно выпускаемые водопоглощающие полимеры акрилиамида, нерастворимые в воде. Для указанного класса полимеров характерна сильная зависимость степени набухания от минерализации, и в водах с минерализацией более 10 г/л эти полимеры практически не набухают и соответственно не образуют гель-частиц.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU № 2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок.
Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления и ограниченной степени проникновения реагента в пласт, не позволяющей снижать подвижность воды в удаленных зонах.
Использование водорастворимых полимеров для решения задач снижения проницаемостной неоднородности имеет ряд существенных недостатков: низкая селективность - гелеобразующий агент попадает во все интервалы, включая нефтенасыщенные; отсутствие эффекта повышения фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых зонах в коллекторах с высокой контрастностью по проницаемости и/или наличием зон трещиноватости.
Использование водорастворимых полимеров для решения задач снижения проницаемостной неоднородности для случаев с высокоминерализованной водой неэффективно из-за ухудшения реологических свойств, а также ограничено верхним пределом пластовой температуры до 90°С.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт гель-дисперсной системы (ГДС) для изоляции существующей системы техногенных трещин и высокопроводящих каналов в призабойной зоне и затем закачку сшитой полимерной системы (СПС) для регулирования профиля приемистости и фильтрационных потоков в неоднородных поровых и трещиновато-поровых пластах со стороны нагнетательных скважин (заявка на изобретение № 2008134827/03, МПК Е21В 43/22, публикация 27.02.2010 г.).
Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляции разных по проницаемости трещиноватых каналов из-за невысокой дисперсности гелевых частиц, получаемых в процессе закачки полимерной композиции на воде одной минерализации.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, основанный на периодической обработке нагнетательных скважин водной суспензией предварительно сшитого полимера ПСП (PPG), включающий закачку водной суспензии предварительно сшитого полимера ПСП (PPG) в нагнетательную скважину при проведении работ по выравниванию профиля приемистости с целью блокирования трещиноватых и высокопроницаемых зон (патент РФ № 2639341, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 21.12.2017 г.).
Недостатком данного способа является частичное осыпание частиц реагента на забой скважины вследствие высокой скорости оседания частиц в водном растворе, что обуславливает потери реагента и соответственно снижение эффективности изоляции трещиноватых и/или высокопроводимых каналов, а также возможные осложнения по дальнейшей работе скважины из-за пересыпания забоя, что может потребовать промывки скважины или, в худшем случае, нормализации забоя с постановкой бригады подземного ремонта скважин, что является очень дорогостоящим мероприятием.
Как показывает анализ уровня техники, общим недостатком является низкая водоизолирующая способность составов, а также использование составов и реагентов, эффективность использования которых критично зависит от состава используемой воды в качестве растворителя. Как правило, в качестве растворителя используется вода с линии нагнетательной скважины, которая в большинстве случаев является подтоварной водой с высокой степенью минерализации, загрязненная механическими примесями, нефтью, сероводородом и т.д., что для большинства вышеперечисленных технологий является вообще
- 1 034659 неприемлемым, а для других значительно влияет на водоизолирующую способность. Для способа, основанного на периодической обработке нагнетательных скважин водной суспензией предварительно сшитого полимера ПСП, недостатком является частичное осыпание частиц реагента на забой скважины, что обуславливает непроизводительный расход реагента и соответственно снижение эффективности водоизолирующей способности, а также возможные осложнения по дальнейшей работе скважины после ее обработки.
Раскрытие изобретения
Целью настоящего изобретения является создание эффективного способа разработки неоднородных по проницаемости коллекторов, лишенного указанных недостатков.
Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции трещиноватых и/или высокопроводимых каналов при проведении операций по выравниванию профиля приемистости и ограничению водопритока в нагнетательных и добывающих скважинах.
Суть предлагаемого решения заключается в закачке состава (композиции), образующего набухшие гель-частицы в загущенной воде. Загущенная вода представляет собой техническую воду, используемую для закачки композиции в скважину, в которую добавлен загуститель, увеличивающий ее вязкость. Способ позволяет управлять потоками воды и перенаправлять их в нефтенасыщенные зоны не только в околопризабойной зоне скважин, но и в межскважинном пространстве, при этом исключается непроизводительный расход реагента за счет отсутствия оседания частиц на забой, что позволяет исключить осложнения в работе скважины после их обработки.
Технический результат достигается за счет закачки в пласт суспензии предварительно сшитого полимера - ПСП на основе загущенной воды. Для этого подбирают марку ПСП, загуститель с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта и технической воды, после чего готовят композицию. Для этого смешивают исходные частицы реагента ПСП размером от 0,04 до 10 мм с водой в концентрациях 0,1-1%. Затем дозированно добавляют загуститель и равномерно перемешивают во всем объеме технологической емкости в течение не менее 30 мин. В качестве загустителя используют полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, модифицированный крахмал, полиоксиэтилен или др. Используемая концентрация загустителя находится в пределах от 0,1 до 10%.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - сравнительный лабораторный анализ скорости оседания частиц в загущенной водопроводной воде и водопроводной воды без загустителя;
фиг. 2 - результаты лабораторных фильтрационных экспериментов по закачке ПСП в загущенной воде (растворе полиакриламида);
фиг. 3 (а, б) - сравнительный анализ результатов проведения геофизических исследований (ГИС) на примере двух нагнетательных скважин, обработанных композициями на основе загущенной воды (раствора полиакриламида) и ПСП (скв.3100 и скв.3491), и двух нагнетательных скважин, обработанных композициями на основе воды и ПСП (скв.929 и скв.851).
Осуществление изобретения
Предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов включает условно три этапа: подбор технологических параметров закачиваемой оторочки, приготовление композиции и закачку композиции в скважину.
Первый этап - подбор технологических параметров закачиваемой оторочки влияет на эффективность обработки призабойной и удаленной зоны коллектора применительно к каждой скважине на участке воздействия.
Для этого для участка со скважиной, где предполагается проводить обработку реагентом ПСП на основе загущенной воды, проводят анализ, включающий анализ геолого-физических характеристик (ГФХ) коллектора с целью определения применимости технологии к исследуемому участку воздействия с целью выбора марки реагента ПСП и его концентрации;
анализ фактических показателей разработки и ранее проведенных ГИС скважин с целью подтверждения необходимости в проведении технологии и с целью расчета необходимого объема закачиваемой композиции;
анализ проведенных ранее трассерных исследований межскважинного пространства на данном участке с целью определения реагирующих добывающих скважин;
лабораторные испытания реагента ПСП и используемого загустителя с водой, которая будет использоваться для подготовки композиции на устье скважины, с целью подбора оптимальной концентрации загустителя. Подобранные объемы и концентрации реагентов могут корректироваться при проведении закачки исходя из фактической динамики изменения величины давления.
Предварительный подбор технологических параметров закачиваемой оторочки позволяет снизить риски неэффективных обработок, правильно подобрать объемы композиции, концентрации реагентов с целью достижения максимального технологического и экономического эффекта, снизить непроизводительный расход реагента.
ПСП (в англ. аббревиатуре: PPG - Performed Particle Gel) - предварительно сшитый полимер, пред
- 2 034659 ставляет собой твердые частицы, способные к поглощению жидкостей, с исходными размерами частиц от 0,04 до 10 мм. В зависимости от размера частиц ПСП подразделяется на марки, указанные в таблице.
Выбор марки ПСП происходит на основе данных по проницаемостной неоднородности пласта, наличию/отсутствию трещиноватости, величине раскрытости трещин. Причем, чем выше степень проницаемостной неоднородности, чем больше величина раскрытости трещин, тем большие размеры частиц необходимо выбирать.
Частицы ПСП при попадании в воду начинают активно впитывать в себя воду, увеличиваясь в размере от 1,2 до 30,0 раз в зависимости от условий проведения эксперимента, метода исследования, состава используемой воды; один и тот же образец может впитывать разное количество воды, что отражается на его степени набухания. Время созревания ПСП составляет 30 мин (время, обеспечивающее в более чем 95% случаев степень набухания ПСП более 90% от максимального возможного значения для исследуемых условий).
Загущенная вода представляет собой техническую воду (в данном случае под термином техническая вода понимается любая вода, используемая для приготовления состава, это может быть пресная, морская, подтоварная или любая другая вода), используемую для закачки композиции в скважину, в которую добавлен реагент (загуститель), увеличивающий ее вязкость.
В качестве загустителя может использоваться полиакриламид либо любой другой подходящий загуститель, например карбоксиметилцеллюлоза, модифицированный крахмал, полиоксиэтилен или др. Используемая концентрация загустителя находится в пределах от 0,1 до 10% в зависимости от состава технической воды, используемой для приготовления, и вида загустителя согласно правилу - скорость оседания частиц ПСП в загущенной воде за время перемешивания на поверхности (до начала закачки в ствол скважины) должна быть не менее чем в 10 раз ниже, чем скорость оседания частиц той же марки ПСП в воде без загустителя.
Следующий этап - приготовление композиции. Приготовление композиции осуществляют следующим способом:
заполняют используемую технологическую емкость технической водой до необходимого уровня, включают перемешивающее устройство, обеспечивающее равномерное перемешивание во всем объеме технологической емкости;
добавляют дозированно через потокосмеситель (эжектор) заданное количество ПСП согласно выбранной концентрации;
добавляют дозированно через потокосмеситель (эжектор) заданное количество загустителя согласно выбранной концентрации;
перемешивают в течение времени, которое должно быть не менее времени созревания ПСП - 30 мин, при этом подобранная концентрация используемого загустителя за время перемешивания на поверхности (до начала закачки в ствол скважины) должна обеспечить такой уровень загущения (увеличения вязкости) технической воды, при котором степень снижения скорости оседания частиц будет не менее чем в 10 раз ниже относительно скорости оседания частиц ПСП в технической воде без загустителя (фиг. 1).
В отличие от ближайшего аналога предлагается использовать загуститель, что важно для достижения цели - увеличить вязкость композиции. Благодаря этому исключается осыпание частиц реагента на забой скважины, так как скорость оседания частиц в загущенной воде значительно меньше, чем в водном растворе. Как следствие, это приводит к повышению эффективности изоляции трещиноватых и/или высокопроводимых каналов и отсутствию осложнений после обработки скважины.
Третий этап - закачка приготовленной композиции в скважину с помощью насосного агрегата типа АЦН (ЦА)-320 или СИН-32 при условии непрерывности закачки на протяжении всего объема композиции. Суспензия частиц реагента во время закачки поддерживается во взвешенном состоянии за счет загущенной воды не только при перемешивании частиц ПСП на поверхности, но и на всем протяжении перемещения раствора от устья до интервалов поглощения в скважине.
Изменение подобранной концентрации ПСП при фактической реализации технологии на скважине зависит от давления сопротивления при прохождении перфорационных отверстий и функции роста давления по мере заполнения трещин и/или высокопроницаемых зон. Постепенный рост давления означает увеличение сопротивления в трещине и/или высокопроницаемой зоне по мере ее заполнения реагентом и переходами потока в другие зоны с проницаемостью ниже. В случае приближения давления закачки к максимальному концентрация снижается до уровня, позволяющего продолжить закачку реагента, либо
- 3 034659 осуществляется временный переход на закачку воды с целью продвижения закаченного реагента вглубь пласта с последующим возвращением к закачке на минимальной концентрации и продолжением закачки по описанной выше схеме до закачки запланированного количества реагента в полном объеме.
Эффективность предлагаемого способа проверена экспериментально. Результаты представлены на фиг. 1-3.
На фиг. 1. показан сравнительный лабораторный анализ скорости оседания частиц в загущенной водопроводной воде и водопроводной воды без загустителя. Испытания проводились при комнатных условиях, в качестве загустителя использовался полиакриламид с молекулярной массой 18 млн, степенью гидролиза 30. Для оценки скорости оседания использовалась видеорегистрация лабораторного эксперимента. Расстояние фиксировалось двумя отметками на линейке, установленной на заднем плане прозрачного цилиндра. Скорость оседания частицы рассчитывалась как отношение расстояния, пройденного частицей между верхней и нижней отметкой на линейке, ко времени этого пути.
На фиг. 2 (а, б, в) показаны результаты лабораторных фильтрационных экспериментов по закачке ПСП в загущенной воде (растворе полиакриламида). Прямая фильтрация сточной воды через высокопроницаемый (№ 105) и низкопроницаемый (№ 336) образцы до закачки композиции ПСП + ГПАА FP107 (а), обратная закачка композиции ПСП + ГПАА FP-107 в образцы (б), прямая фильтрация сточной воды через образцы после закачки композиции ПСП + ГПАА FP-107 (в). Контраст проницаемости между образцами 10. Фактор остаточного сопротивления 165 и 33 соответственно для высокороницаемого и низкопроницаемого образцов.
На фиг. 3 приведен сравнительный анализ результатов проведения геофизических исследований (ГИС) на примере двух нагнетательных скважин, обработанных композициями на основе загущенной воды (раствора полиакриламида) и ПСП (скв.3100 и скв.3491), и двух нагнетательных скважин, обработанных композициями на основе воды и ПСП (скв.929 и скв.851). В том и другом случае есть перераспределение потоков нагнетаемой воды, для случая закачки ПСП на основе воды без загустителя после обработок присутствует осложнение в виде пересыпанного забоя частицами реагента.
Преимущество настоящего изобретения в том, что предложенный способ обеспечивает повышение фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых слоях в призабойной зоне скважин и в межскважинном пространстве в большей степени, что позволяет не повреждать низкопроницаемую нефтенасыщенную часть коллектора, за счет чего достигается высокая селективность обработки (фиг. 2);
обеспечивает повышение фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых зонах для коллекторов с наличием зон трещиноватости и высокими контрастами проницаемости (фиг. 2), в том числе и для случаев, характеризующихся наличием внутрипластовых перетоков между слоями с высокой и низкой проницаемостью;
исключает непроизводительный расход реагента за счет предотвращения оседания частиц на забой, что позволяет исключить осложнения в работе скважины после их обработки (фиг. 3);
не требует выдержки на время гелеобразования, т.к. это предварительно сшитый набухающий полимер, что позволяет проникать реагенту в отдаленные зоны пласта, тем самым увеличивая эффективность технологии;
не ограничен по эффективному применению для случаев с высокой минерализацией пластовой и/или закачиваемой воды, может применяться в условиях высоких пластовых температур до 120°С;
обеспечивает возможность задания требуемого уровня коэффициента приемистости после закачки реагента путем подбора параметров технологии;
обеспечивает длительное время эффекта, поскольку ПСП гарантированно сохраняет свои свойства в пластовых условиях более 1 года;
для приготовления и закачки ПСП нет необходимости использовать специализированное оборудование типа КУДР, что позволяет при реализации изобретения использовать широко применяемое специальное оборудование - СИН-32, АЦН (ЦА)-320.
Claims (4)
1. Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов, включающий подбор технологических параметров обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта, подготовку композиции предварительно сшитого полимера ПСП и закачку композиции в скважину, отличающийся тем, что готовят композицию, для чего дозированно смешивают с водой при равномерном перемешивании заданное количество ПСП в концентрации 0,1-1%, загуститель и перемешивают в течение не менее 30 мин, закачивают композицию в скважину при условии непрерывности закачки всего приготовленного объема композиции, причем приготовление и закачку композиции ведут одновременно.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве загустителя используют полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, модифицированный крахмал, полиоксиэтилен.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют ПСП размером от 0,04 до 10 мм.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация загустителя находится в пределах от 0,1 до 10%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900200A EA034659B1 (ru) | 2019-03-28 | 2019-03-28 | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900200A EA034659B1 (ru) | 2019-03-28 | 2019-03-28 | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201900200A1 EA201900200A1 (ru) | 2020-03-02 |
| EA034659B1 true EA034659B1 (ru) | 2020-03-03 |
Family
ID=69942836
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201900200A EA034659B1 (ru) | 2019-03-28 | 2019-03-28 | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034659B1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090746C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением |
| EA200970099A1 (ru) * | 2006-07-07 | 2009-12-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Усовершенствованный высокоэффективный буровой раствор на водной основе |
| WO2012122505A2 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Schlumberger Canada Limited | Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid |
| RU2639341C1 (ru) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
-
2019
- 2019-03-28 EA EA201900200A patent/EA034659B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090746C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением |
| EA200970099A1 (ru) * | 2006-07-07 | 2009-12-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Усовершенствованный высокоэффективный буровой раствор на водной основе |
| WO2012122505A2 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Schlumberger Canada Limited | Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid |
| RU2639341C1 (ru) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900200A1 (ru) | 2020-03-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2639341C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| EP2370541B1 (en) | Sealing of thief zones | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| CA2754554C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CN106749921A (zh) | 一种调驱用接枝高分子微球及其制备方法 | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| Shagiakhmetov et al. | Development of water-shutoff composition on the basis of carboxymethyl cellulose for fractured and fractured-porous oil and gas reservoirs | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| EA034659B1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
| SU681993A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2286447C2 (ru) | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2286448C2 (ru) | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2813288C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины | |
| RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ BY KG TJ |