RU2169261C1 - Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин - Google Patents
Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2169261C1 RU2169261C1 RU2000129221A RU2000129221A RU2169261C1 RU 2169261 C1 RU2169261 C1 RU 2169261C1 RU 2000129221 A RU2000129221 A RU 2000129221A RU 2000129221 A RU2000129221 A RU 2000129221A RU 2169261 C1 RU2169261 C1 RU 2169261C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- injection
- well
- calcium chloride
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. В способе создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающемся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, предусматривается, что в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при строгом контроле давления из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признака уменьшения объема поглощения. Технический результат - выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин для увеличения охвата пласта заводнением, создание временного экрана в районе фильтровой зоны эксплуатационной скважины. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин с целью восстановления циркуляции, а также выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ временной изоляции призабойной зоны пласта путем последовательной закачки в скважину водных растворов жидкого стекла и гелеобразователя (соляной кислоты), причем используют водные растворы жидкого стекла (силиката натрия) с концентрацией 15-25 мас.% и соляной кислоты с концентрацией 10-15 мас.% [1].
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность изоляции.
Известен способ изоляции водопроницаемого пласта путем закачки в пласт состава, который содержит полимер, жидкое стекло, гелеобразователь (кислоту) и воду. В качестве полимера используют гипан гидролизованный, полиакрилонитрил, состав закачивают одновременно раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит гипан, жидкое стекло и воду, другой - водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока, в количестве 5-35% от общего объема состава при следующем соотношении компонентов [2]:
Гипан - 0,01-1,00
Жидкое стекло - 2,0-6,0
Гелеобразователь (кислота) - 0,4-4,0
Вода - остальное.
Гипан - 0,01-1,00
Жидкое стекло - 2,0-6,0
Гелеобразователь (кислота) - 0,4-4,0
Вода - остальное.
Недостатком способа является сложность его осуществления и недостаточная эффективность.
Известен способ изоляции водонепроницаемого пласта путем закачки в пласт водного раствора полисиликата натрия, который предусматривает использование в качестве силиката натрия полисиликат с силикатным модулем 4,2-6,5 натрия и концентрацией 1-10 мас.%, что позволяет упростить способ и повысить его эффективность [3].
Но данный способ не обеспечивает необходимого выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ селективной изоляции обводнившихся интервалов пласта. Сущность способа заключается в последовательной закачке в эксплуатационную скважину высоковязкой нефти и концентрированной серной кислоты. Объемные соотношения кислоты и нефти берут в пределах от 3:5 до 1:1. Высоковязкая нефть будет избирательно попадать в высокопроницаемые обводнившиеся пропластки. При взаимодействии концентрированной серной кислоты с высоковязкой нефтью образуется темная, вязкая, смолистая масса. В призабойной зоне, в обводнившемся интервале пласта возникает изоляционный экран, состоящий из этой вязкой массы [4].
Данный способ является достаточно сложным и недостаточно эффективным, кроме того, применение больших объемов концентрированной серной кислоты является небезопасным.
Известен способ временной изоляции призабойной зоны скважины на время ее консервации и проведения в ней ремонтных работ. Данный способ обеспечивает сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для обеспечения максимальной производительности скважины, а также упрощения технологии запуска скважины в работу после ее расконсервации или капитального ремонта [5].
Способ заключается в следующем. В эксплуатационную скважину закачивают вяжущий материал и обеспечивают его затвердевание с образованием изолирующей непроницаемой массы. Перед закачкой вяжущего материала призабойную зону скважины заполняют углеводородной жидкостью до заданного уровня. На ее поверхности размещают слой плавающего материала с плотностью меньше плотности углеводородной жидкости. Плавающий слой размещают в таком количестве, чтобы его выталкивающая сила превосходила силу тяжести вяжущего и плавающего материалов вместе взятых.
Данный способ малоэффективен при ремонте и консервации скважин с высоким пластовым давлением, и он недостаточно обеспечивает снижение обводненности добываемой нефти.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ выравнивания профиля приемистости [6]. Сущность данного способа заключается в одновременной закачке водных растворов хлористого кальция и сернокислого алюминия с последующей закачкой щелочного раствора, инициирующего образование гидроокиси алюминия в виде гелеобразного осадка.
Данный способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добываемой нефти, однако данная методика неприменима, если в пластах существуют мелкие трещины или непромытые низкопроницаемые зоны.
Техническая задача заключается в создании временного технологического экрана в районе фильтровой зоны эксплуатационной скважины для восстановления циркуляции и ограничения приемистости пласта, а также в выравнивании профилей приемистости нагнетательных скважин с целью увеличения охвата пласта заводнением.
Технический результат достигается способом создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающимся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, причем в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при контроле давления из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признаков уменьшения объема поглощения.
При удачном завершении операции скважина передается для проведения дальнейших работ.
Пример 1.
Создание временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины. Приготовили расчетный объем смеси водного 12% раствора хлорида кальция и водный раствор нафтената натрия (1 часть нафтената натрия на 2 части воды). Приготовленную смесь с помощью НКТ закачали в эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины, и довели уровень жидкости до башмака. Процесс закачки производился при строгом соблюдении давления в скважине. Во время процессов наблюдалось проявление признаков поглощения, поэтому процесс закачки реагентов повторяли дважды, в результате чего был образован технологический экран.
Пример 2.
Выравнивание профилей приемистости нагнетательной скважины. Приготовили расчетный объем 15% водного раствора хлористого кальция из расчета 0,5 м3 реагента на 1 м мощности пласта и раствора нафтената натрия (одна часть нафтената натрия на 2 части воды из расчета 0,5 м3 реагента на 1 м мощности пласта). При строгом осуществлении контроля за давлением скважины через НКТ при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины, закачали приготовленную смесь.
Все компоненты, указанные выше, продавили в пласт при условии сохранения давления закачки не выше 75% от давления линии ППД (поддержания пластового давления). При достижении указанного давления ствол скважины очистили от продуктов реакции путем создания циркуляции. После завершения удачной операции скважину передали для дальнейшей работы в системе ППД.
Технический эффект от применения предложенных технологических процессов оценивается сопоставлением производительности и гидродинамических характеристик скважины до и после проведения данных мероприятий. Критериями экономической эффективности мероприятий по созданию технологического экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и мероприятий по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин является снижение себестоимости добычи нефти.
Источники информации:
1. SU, авторское свидетельство 1423726, кл. E 21 B 31/13, 1986 г.
1. SU, авторское свидетельство 1423726, кл. E 21 B 31/13, 1986 г.
2. RU 1774689, кл. E 21 B 33/138, 1991 г.
3. Патент РФ "Способ изоляции водонепроницаемого пласта" RU 2123589 C1, 6 E 21 B 43/32, 17 марта 1999 г.
4. Патент РФ "Способ селективной изоляции обводнившихся интервалов пласта" RU 2085724 C1, 6 E 21 B 43/32, 24 октября 1997 г.
5. Патент РФ "Способ временной изоляции призабойной зоны скважины" RU 2129648 C1, 6 E 21 B 33/13, 43/12, 23 июня 1999 г.
6. Патент РФ "Способ выравнивания профиля приемистости" RU 2093673 C1, 6 E 21 B 43/32.
Claims (2)
1. Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающийся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, отличающийся тем, что в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8 - 20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1 : 2, при строгом контроле давления из расчета 0,4 - 1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признака уменьшения объема поглощения.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000129221A RU2169261C1 (ru) | 2000-11-23 | 2000-11-23 | Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000129221A RU2169261C1 (ru) | 2000-11-23 | 2000-11-23 | Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2169261C1 true RU2169261C1 (ru) | 2001-06-20 |
Family
ID=20242421
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000129221A RU2169261C1 (ru) | 2000-11-23 | 2000-11-23 | Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2169261C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527424C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2014-08-27 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин |
RU2633466C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "СИНТЕЗ" (ООО "СИНТЕЗ") | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
-
2000
- 2000-11-23 RU RU2000129221A patent/RU2169261C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527424C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2014-08-27 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин |
RU2633466C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "СИНТЕЗ" (ООО "СИНТЕЗ") | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
US8733441B2 (en) | Sealing of thief zones | |
CA1275356C (en) | Method of reducing permeability in subterranean formation by use ofalkali metal silicate foam | |
RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
WO2011100136A1 (en) | Low salinity reservoir environment | |
US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
RU2116432C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн | |
CN108456511A (zh) | 一种层内生成co2体系及其应用 | |
RU2169261C1 (ru) | Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
RU2515675C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину | |
RU2204703C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
RU2495902C1 (ru) | Изоляционный раствор и способ изоляции притока пластового флюида или газа | |
RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
RU2463436C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны | |
RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) | |
RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
RU2273722C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
RU2542000C1 (ru) | Способ повышения продуктивности скважин (варианты) | |
RU2127807C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2508446C1 (ru) | Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений | |
RU2121570C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
RU2149985C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
RU2170333C1 (ru) | Способ ликвидации дефектов обсадных колонн | |
US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20091214 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111124 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150110 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151124 |