RU2117757C1

RU2117757C1 - Method for limiting water inflow to productive bed

Info

Publication number: RU2117757C1
Application number: RU97120407A
Authority: RU
Inventors: Иван Алексеевич Новомлинский; Анна Петровна Титорева
Original assignee: Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко"
Priority date: 1997-12-17
Filing date: 1997-12-17
Publication date: 1998-08-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this can be used for limiting water inflow to productive bed made of dense low-permeable terrigenous rock with deep wells. According to method, injected into drowned well and subsequently pressure-forced into productive bed is plugging agent in the form of 0.5-1% solution of polyacrylamide in brine water and cross-linking agent which contains polyvalent cations. Used as cross-linking agent is 5-10% solution of sulfuric aluminium. Before injection into drowned well of 0.5-1% solution of polyacrylamide, successively injected into well are following materials: 3-15% solution of sodium tripolyphosphate and hydrocarbon-alkaline solution which contains butethal, methanol, 30-40% solution of alkaline metal hydroxide, and hydrocarbon solvent in following ratio of components, mass%: betathol - 1.5-2.5, 30-40% solution of alkaline metal hydroxide - - 0-15, methanol - 1-2, hydrocarbon solvent - the balance. Upon that, pressure in well is increased to 0.5-2,0 MPa and well is kept under pressure during 16-48 h. After pressure-forcing of cross-linking agent into productive bed, well is kept under down-forcing pressure during 8-16 h. Application of aforesaid method allows for creation of preliminary injectivity of well. EFFECT: higher efficiency. 2 cl

Description

Изобретение относится к горной промышленности и, в частности, к способу ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах. The invention relates to the mining industry and, in particular, to a method for limiting water inflow in a reservoir, composed of dense low-permeable terrigenous rocks in deep wells.

Известно, что с увеличением глубины скважины возрастают удельный вес и минерализация пластовых вод. В глубокозалегающих пластах (3000-4000 м) удельный вес пластовых вод приравнивается к удельному весу рассолов (1,117-1,2 г/см³). В результате эксплуатации таких скважин происходит естественное обводнение и приток этих тяжелых пластовых вод к забою скважины, они блокируют призабойную зону и приток нефти прекращается. В этих случаях необходима изоляция пластовых вод.It is known that with increasing depth of the well, the specific gravity and mineralization of formation water increase. In deep-seated formations (3000-4000 m), the specific gravity of formation waters is equal to the specific gravity of brines (1.117-1.2 g / cm ³ ). As a result of the operation of such wells, natural flooding occurs and the influx of these heavy formation waters to the bottom of the well, they block the bottomhole zone and the flow of oil stops. In these cases, isolation of produced water is necessary.

В таких скважинах приток пластовых вод происходит по наиболее проницаемой части пласта, но, как правило, приемистость для закачки тампонирующих агентов зачастую отсутствует и продавить составы в пласт нет возможности. In such wells, the influx of formation water occurs along the most permeable part of the formation, but, as a rule, there is often no injectivity for the injection of plugging agents and it is not possible to push formulations into the formation.

Известен способ ограничения водопритока в продуктивном пласте, включающий закачку в обводненную скважину и последующую продавку в продуктивный пласт тампонажного агента в виде 0,5-1%-ного раствора полиакриламида (ПАА) в пластовой воде и сшивающего агента, содержащего поливалентные катионы [1]. A known method of limiting water inflow in the reservoir, including the injection into the flooded well and the subsequent sale into the reservoir of grouting agent in the form of a 0.5-1% solution of polyacrylamide (PAA) in the formation water and a crosslinking agent containing polyvalent cations [1].

Недостатком известного способа является то, что данный способ не может быть использован для ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами, где приемистость для закачки тампонирующих агентов практически отсутствует и невозможно продавить их в продуктивный пласт. The disadvantage of this method is that this method cannot be used to limit water inflow in the reservoir, composed of dense low-permeable terrigenous rocks, where the injectivity for injection of plugging agents is practically absent and it is impossible to push them into the reservoir.

Задачей изобретения является обеспечение ограничения водопритока в продуктивном пласте, сложенном плотными малопроницаемыми терригенными породами в глубоких скважинах за счет создания предварительной приемистости для тампонирующих агентов в указанных породах. The objective of the invention is to limit water inflow in the reservoir, composed of dense low-permeable terrigenous rocks in deep wells by creating a preliminary pickup for plugging agents in these rocks.

Указанная цель достигается тем, что в способе ограничения водопритока в продуктивном пласте, включающем закачку в обводненную скважину и последующую продавку в продуктивный пласт тампонажного агента в виде 0,5-1%-ного раствора полиакриламида (ПАА) в пластовой воде и сшивающего агента, содержащего поливалентные катионы, в отличие от известного способа по прототипу перед нагнетанием в обводненную скважину 0,5-1%-ного раствора ПАА последовательно в нее нагнетают 3-15%-ный раствор триполифосфата натрия (ТПФН) и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, метанол, 30- 40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неонол - 1,5-2,5
30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла - 10-15
Метанол - 1-2
Углеводородный растворитель - Остальное,
повышают давление в скважине и выдерживают ее под давлением в течение 16-48 ч, а после продавки сшивающего агента в продуктивный пласт скважину выдерживают под давлением продавки в течение 8-16 ч.This goal is achieved by the fact that in the method of limiting water inflow in the reservoir, including the injection into the flooded well and the subsequent sale into the reservoir of grouting agent in the form of a 0.5-1% solution of polyacrylamide (PAA) in formation water and a crosslinking agent containing polyvalent cations, in contrast to the known method of the prototype, before injecting a 0.5-1% solution of PAA into a flooded well, a 3-15% solution of sodium tripolyphosphate (TPPN) and a hydrocarbon-alkaline solution, soda, are sequentially injected into it rzhaschy neonol methanol, 30- 40% strength alkali metal hydroxide solution and a hydrocarbon solvent with the following ratio of components, wt.%:
Neonol - 1.5-2.5
30-40% alkali metal hydroxide solution - 10-15
Methanol - 1-2
Hydrocarbon Solvent - Else,
increase the pressure in the well and maintain it under pressure for 16-48 hours, and after pushing the cross-linking agent into the reservoir, the well is kept under the pressure of the push for 8-16 hours

Указанная задача достигается также тем, что давление в обводненной скважине после закачки в нее 0,5-1%-ного раствора ПАА повышают на 0,5-2 МПа. This problem is also achieved by the fact that the pressure in the flooded well after injecting a 0.5-1% PAA solution into it is increased by 0.5-2 MPa.

А также тем, что в качестве сшивающего агента в продуктивный пласт продавливают 5-10%-ный раствор сернокислого алюминия. And also by the fact that as a cross-linking agent, a 5-10% solution of aluminum sulfate is pressed into the reservoir.

Способ ограничения водопритока в пласте осуществляется следующим образом. The method of limiting water inflow in the reservoir is as follows.

Готовят 3-15%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, 30-40%-ный раствор гидроокиси щелочного металла, метанол и углеводородный растворитель, а также 0,5-1%-ный раствор ПАА, 5-10%-ный раствор сернокислого алюминия. Затем в обводненную скважину последовательно закачивают раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор и раствор ПАА, повышают давление в скважине и выдерживают ее под давлением в течение 24-48 ч. Повышают давление для того, чтобы создать перепад давления, направленный от скважины во внутрь пласта. Порой достаточно, чтобы был небольшой перепад давлений на продуктивный пласт до 0,5-2 МПа. A 3-15% solution of TPPN and a hydrocarbon-alkaline solution containing neonol, a 30-40% solution of alkali metal hydroxide, methanol and a hydrocarbon solvent are prepared, as well as a 0.5-1% PAA solution, 5-10 % solution of aluminum sulfate. Then, the TPFN solution, hydrocarbon-alkaline solution and PAA solution are successively pumped into the flooded well, the pressure in the well is increased and it is kept under pressure for 24-48 hours. The pressure is increased in order to create a pressure drop directed from the well into the formation. Sometimes it’s enough that there is a small pressure drop across the reservoir up to 0.5-2 MPa.

Так как пластовая вода поступает в основном по более проницаемым пропласткам, то в результате обработки растворы поступают именно в эти зоны, и там происходит закупоривание обводненных пропластков. Совместное использование 3-15%-ного раствора ТПФН и углеводороднощелочного раствора полностью восстанавливает приемистость продуктивного пласта для закачки тампонирующего агента. Since formation water flows mainly through more permeable interlayers, as a result of treatment, the solutions enter precisely these zones, and waterlogged interlayers become clogged there. The combined use of a 3-15% solution of TPPN and a hydrocarbon-alkaline solution completely restores the injectivity of the reservoir to inject the plugging agent.

За счет предварительной закачки в обводненную скважину 3-15%-ного раствора ТПФН и выдержки под избыточным давлением в течение 16-48 ч происходит предварительная очистка пор продуктивного пласта от нефтепродуктов, высокоминерализованных пластовых вод и различных химических агентов, использовавшихся для повышения нефтеотдачи пласта, появляется начальная небольшая приемистость и раствор ТПФН постепенно все глубже и глубже проникает в продуктивный пласт. Due to the preliminary injection of a 3-15% solution of TPFN into a waterlogged well and exposure to excess pressure for 16-48 hours, the pores of the reservoir are preliminarily cleaned of oil products, highly mineralized formation water and various chemical agents used to increase oil recovery, initial small injectivity and TPPN solution gradually penetrates deeper and deeper into the reservoir.

В продуктивный пласт вслед за 3-15%-ным водным раствором ТПФН под избыточным давлением, действующим в скважине, постепенно продавливается и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол, метанол, 30-40%-ный водный раствор гидроокиси щелочного металла и углеводородный растворитель в указанных соотношениях. Following a 3-15% aqueous solution of TPPN under excess pressure acting in the well, a hydrocarbon-alkaline solution containing neonol, methanol, a 30-40% aqueous solution of an alkali metal hydroxide and a hydrocarbon solvent the specified ratios.

После продавливания в продуктивный пласт всего количества углеводородно-щелочного раствора приемистость по скважине восстанавливается полностью и становится возможным закачать в продуктивный пласт тампонажный агент - 0,5-1%-ный раствор полиакриламида в пластовой воде. Раствор ПАА под избыточным давлением в скважине продавливается в продуктивный пласт и взаимодействует с поливалентными катионами, присутствующими в высокоминерализованной пластовой воде. Вслед за раствором ПАА закачивается в пласт сшивающий агент, в качестве которого может быть использован 5-10%-ный раствор сернокислого алюминия, после чего скважину выдерживают под давлением продавки в течение 8-16 ч. Этого времени достаточно, чтобы в пласте в местах контакта раствора ПАА с пластовой водой и сшивающим агентом образовался стабильный гелевый раствор, который перекрывает водонасыщенные поры пласта и не вымывается при дальнейшей эксплуатации скважины. Этому также способствует и более глубокое проникновение тампонажного агента в глубь пласта, откуда его вымыть еще сложнее. Тем самым предотвращается поступление высокоминерализованных пластовых вод в скважину и блокирование ими поступления в скважину нефти. After the entire amount of a hydrocarbon-alkaline solution is pushed into the reservoir, the injectivity in the well is fully restored and it becomes possible to pump a grouting agent into the reservoir — a 0.5-1% solution of polyacrylamide in the reservoir water. The PAA solution under pressure in the well is forced into the reservoir and interacts with polyvalent cations present in highly saline formation water. Following the PAA solution, a cross-linking agent is injected into the formation, which can be used as a 5-10% solution of aluminum sulfate, after which the well is kept under pressure for 8-16 hours. This time is sufficient to allow contact PAA solution with formation water and a cross-linking agent, a stable gel solution is formed that overlaps the water-saturated pores of the formation and is not washed out during further operation of the well. This is also facilitated by a deeper penetration of the cementing agent deep into the formation, from where it is even more difficult to wash. This prevents the entry of highly mineralized formation water into the well and their blocking of oil into the well.

Пример 1. Скважина глубиной 4100 м и с температурой 120^oC в августе 1996 г. стала давать нефть, содержащую большое количество минерализованной воды, а вскоре поступление нефти в скважину совсем прекратилось из-за блокирования ее пластовой водой. Из-за полного отсутствия приемистости закачать в обводненный продуктивный пласт тампонажный раствор (0,5%-ный раствор ПАА) не удавалось. Скважину обработали по предлагаемому способу. Для этого приготовили З%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол - 1,5 мас.%, метанол - 1 мас.%, 30%-ный раствор гидроокиси едкого калия - 10 мас.% и нефть - остальное, а также 0,5%-ный раствор ПАА в пластовой воде и 5%-ный раствор сернокислого алюминия. В скважину последовательно закачали 3%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор указанного состава и 0,5%-ный раствор ПАА, после чего повысили давление в скважине до 0,5 МПа и выдержали ее под давлением в течение 48 ч. По истечении этого времени появилась приемистость и все растворы, находящиеся в скважине, продавили в продуктивный пласт. Вслед за 0,5%-ным раствором ПАА в скважину закачали и продавили в продуктивный пласт 5%-ный раствор сернокислого алюминия, и скважину выдержали под давлением продавки в течение 16 ч. В результате проведенной изоляции после введения в эксплуатацию скважина дала не содержащую пластовой воды нефть, что свидетельствует об эффективной изоляции пластовой воды в продуктивном пласте.Example 1. A well with a depth of 4100 m and a temperature of 120 ^o C in August 1996 began to produce oil containing a large amount of mineralized water, and soon the flow of oil into the well completely stopped due to blocking of its formation water. Due to the complete lack of injectivity, it was not possible to pump cement slurry (0.5% PAA solution) into the flooded reservoir. The well was processed by the proposed method. To do this, prepared a 3% solution of TPPN and a hydrocarbon-alkaline solution containing neonol - 1.5 wt.%, Methanol - 1 wt.%, 30% solution of caustic potassium hydroxide - 10 wt.% And oil - the rest, as well as a 0.5% solution of PAA in produced water and a 5% solution of aluminum sulfate. A 3% solution of TPPN, a hydrocarbon-alkaline solution of the specified composition and a 0.5% solution of PAA were successively pumped into the well, after which the pressure in the well was increased to 0.5 MPa and kept under pressure for 48 hours. At this time, injectivity appeared and all the solutions located in the well were pushed into the reservoir. Following a 0.5% PAA solution, a 5% aluminum sulfate solution was pumped into the well and pushed into the reservoir, and the well was kept under pressure for 16 hours. As a result of isolation after commissioning, the well produced a reservoir-free water oil, which indicates the effective isolation of produced water in the reservoir.

Пример 2. Скважина глубиной 3800 м и с температурой 110^oC в июле 1996 г. стала давать нефть, содержащую большое количество минерализованной воды, и вскоре прекратила давать нефть из- за блокирования ее пластовой водой. Из-за полного отсутствия приемистости закачать в обводненный продуктивный пласт тампонажный раствор (1%-ный раствор ПАА) не удавалось. В скважине провели ограничение водопритока по предлагаемому способу. Для этого приготовили 15%-ный раствор ТПФН и углеводородно-щелочной раствор, содержащий неонол - 2,5 мас.%, метанол - 2 мас.%, 40%-ный раствор гидроокиси едкого натрия - 15 мас. % и нефть - остальное, а также 1%-ный раствор ПАА в пластовой воде и 10%-ный раствор сернокислого алюминия. В скважину последовательно закачали 15%-ный раствор ТПФН, углеводородно-щелочной раствор указанного состава и 1%-ный раствор ПАА, после чего повысили давление в скважине до 2 МПа и выдержали ее под давлением в течение 16 ч. По истечении этого времени появилась приемистость и все растворы, находящиеся в скважине, продавили в продуктивный пласт. Вслед за 1%-ным раствором ПАА в скважину закачали и продавили в пласт 10%-ный раствор сернокислого алюминия, и скважину выдержали под давлением продавки в течение 8 ч. В результате проведенной изоляции скважина дала не содержащую пластовой воды нефть, что свидетельствует об эффективной изоляции пластовой воды в продуктивном пласте.Example 2. A well with a depth of 3800 m and a temperature of 110 ^o C in July 1996 began to produce oil containing a large amount of saline water, and soon ceased to produce oil due to its blocking with produced water. Due to the complete lack of injectivity, it was not possible to pump cement slurry (1% PAA solution) into the flooded reservoir. In the well, water inflow was limited by the proposed method. To do this, prepared a 15% solution of TPPN and a hydrocarbon-alkaline solution containing neonol - 2.5 wt.%, Methanol - 2 wt.%, 40% solution of sodium hydroxide - 15 wt. % and oil - the rest, as well as a 1% solution of PAA in produced water and a 10% solution of aluminum sulfate. A 15% TPFN solution, a hydrocarbon-alkaline solution of the indicated composition and a 1% PAA solution were successively pumped into the well, after which the pressure in the well was increased to 2 MPa and kept under pressure for 16 hours. After this time, injectivity appeared and all the solutions in the well were pushed into the reservoir. Following a 1% PAA solution, a 10% aluminum sulfate solution was pumped into the well and pushed into the formation, and the well was kept under pressure for 8 hours. As a result of the isolation, the well produced oil that does not contain formation water, which indicates an effective isolation of produced water in the reservoir.

Claims

1. The method of limiting water inflow in the reservoir, including the injection into the flooded well and the subsequent sale into the reservoir of grouting agent in the form of a 0.5 - 1.0% solution of polyacrylamide (PAA) in produced water and a crosslinking agent containing polyvalent cations, characterized in that before injecting a 0.5 - 1.0% PAA solution into a flooded well, a 3-15% solution of sodium tripolyphosphate (TPPN) and a hydrocarbon-alkaline solution containing neonol, methanol, 30 - 40% hydroxide solution full-time metal and hydrocarbon solvent with the following ratio of components, wt.%:
Neonol - 1.5 - 2.5
30 - 40% Solution of alkali metal hydroxide - 10 - 15
Methanol - 1 - 2
Hydrocarbon Solvent - Else
increase the pressure in the well and maintain it under pressure for 16 to 48 hours, and after pushing the cross-linking agent into the reservoir, the well is kept under pressure for 8 to 16 hours.

2. The method according to claim 1, characterized in that the pressure in the flooded well after pumping into it a 0.5 - 1.0% PAA solution is increased to 0.5 - 2.0 MPa.

3. The method according to claim 1, characterized in that, as a crosslinking agent, a 5-10% solution of aluminum sulfate is pressed into the reservoir.