RU2176723C1 - Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины - Google Patents
Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2176723C1 RU2176723C1 RU2001109093/03A RU2001109093A RU2176723C1 RU 2176723 C1 RU2176723 C1 RU 2176723C1 RU 2001109093/03 A RU2001109093/03 A RU 2001109093/03A RU 2001109093 A RU2001109093 A RU 2001109093A RU 2176723 C1 RU2176723 C1 RU 2176723C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- insulating
- formation
- pool
- forming
- gel
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта добывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение эффективности изоляции за счет образования изолирующего экрана в ближайшей зоне ствола скважины, а также удаленной части пласта с обеспечением сохранения продуктивности нефтенасыщенных интервалов от изолирующих составов. Сущность изобретения: способ включает закачку в пласты изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава, образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. Закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав, имеющий время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и образующий закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси в течение 10-12 ч. После воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритока, зоны поглощения и отключении пласта добывающих и нагнетательных скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий раздельную закачку компонентов гелеобразующего состава, закачку проталкивающего агента, не смешивающегося с компонентами гелеобразующегося состава, отбор проталкивающего агента со скоростью, меньшей скорости его закачки, и его повторную закачку (патент РФ N 2096584, кл E 21 B 33/138, опублик. 1997 г.).
Известный способ малоэффективен при изоляции водопритока или отключении пластов в перфорированных скважинах, т. к. не обеспечивает воздействие на изолируемую зону и формирование экрана непосредственно в области изолируемого пласта.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины, согласно которому в зоне обработки скважины располагают генератор газов, инициируют его, образуя смешением полученной в результате инициирования генератора газовой среды и изолирующего компонента термодиффузионную изолирующую смесь, которую внедряют в зону изоляции давлением газовой среды. В качестве рабочего агента генератора газов используют пороховой заряд, в состав которого входит и изолирующий компонент. Перед воздействием на пласт термодиффузионной изолирующей смеси в пласты закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав на глубину, превышающую глубину воздействия термодиффузионной изолирующей смеси (патент РФ N 2147331, кл. E 21 B 33/13, опублик. 2000 г. - прототип).
Известный способ характеризуется незначительным радиусом создаваемого экрана, способ не предусматривает глубокое тампонирование пласта, а исключительно только в зоне, необходимой для изоляции, что снижает продолжительность эффекта изоляции и предопределяет возможность снижения продуктивности интервалов нефтенасыщенной части пласта.
В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции за счет обеспечения образования изолирующего экрана в ближней зоне ствола скважины (зоне изоляции) обрабатываемого интервала, а также удаленной части пласта этого интервала с обеспечением сохранения продуктивности нефтенасыщенных интервалов от изолирующих составов.
Задача решается тем, что в способе изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины, включающем закачку в пласты изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава, образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды, согласно изобретению, закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав, имеющий время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и быстро образующий закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси, а после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.
Признаками изобретения являются:
1. образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси;
2. последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды;
3. закачка изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава;
4. то же, имеющего время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и быстро образующего закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси;
5. удаление изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью;
6. то же после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси.
1. образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси;
2. последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды;
3. закачка изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава;
4. то же, имеющего время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и быстро образующего закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси;
5. удаление изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью;
6. то же после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси.
Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 6 являются существенными отличительными признаками.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи происходит постепенное обводнение добываемой продукции за счет прохождения воды, в основном, по высокопроницаемым пластам. В этом случае осуществляется ограничение продуктивности или отключение высокопроницаемых пластов. В добывающих скважинах проводят работы по изоляции водопритоков и отключению обводненных пластов. В нагнетательных скважинах проводят работы по изоляции зон поглощения и отключению обводненных пластов. Глубину изоляции выбирают исходя из геологических параметров пластов и технологических условий эксплуатации (депрессия на пласт для добывающих скважин, репрессия для нагнетательных).
При разработке нефтяной залежи происходит постепенное обводнение добываемой продукции за счет прохождения воды, в основном, по высокопроницаемым пластам. В этом случае осуществляется ограничение продуктивности или отключение высокопроницаемых пластов. В добывающих скважинах проводят работы по изоляции водопритоков и отключению обводненных пластов. В нагнетательных скважинах проводят работы по изоляции зон поглощения и отключению обводненных пластов. Глубину изоляции выбирают исходя из геологических параметров пластов и технологических условий эксплуатации (депрессия на пласт для добывающих скважин, репрессия для нагнетательных).
Однако эффективность этих работ невысока. В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции за счет обеспечения образования изолирующего экрана в ближней зоне ствола скважины (зоне изоляции) обрабатываемого интервала, а также удаленной части пласта этого интервала с обеспечением сохранения продуктивности нефтенасыщенных интервалов от изолирующих составов. Задача решается следующей совокупностью операций.
При изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта в скважину, заполненную скважинной средой, спускают насосно-компрессорные трубы и закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Минимальное время гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава при пластовой температуре складывается из времени, необходимого для его закачки и удаления из зон пласта, времени образования в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующего ее внедрения в изолируемый пласт давлением газовой среды и времени образования закупоривающего материала под действием температуры термодиффузионной изолирующей смеси. В соответствии с этим используют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав с временем гелеобразования при пластовой температуре большим времени, необходимого для его закачки и удаления из зон пласта, плюс времени образования в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующего ее внедрения в изолируемый пласт давлением газовой среды и плюс времени образования закупоривающего материала под действием температуры термодиффузионной изолирующей смеси. Время, необходимое для закачки, плюс время образования в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующего ее внедрения в изолируемый пласт давлением газовой среды и плюс время образования закупоривающего материала под действием температуры термодиффузионной изолирующей смеси можно рассматривать как время, необходимое на операции, предшествующие удалению. Для краткости изложения можно принять за время, необходимое для удаления из зон пласта, время, необходимое на операции, предшествующие удалению, и плюс само удаление. Удаление изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, проводят дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.
Закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Состав имеет время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта. Так, время гелеобразования при пластовой температуре 65oC для состава на основе силиката натрия с хлористым аммонием в качестве отвердителя составляет 2 сут, а для его удаления из зон пласта необходимо 1,0 - 1,5 сут. В то же время состав быстро образует закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси. Так, тот же состав на основе силиката натрия с хлористым аммонием в качестве отвердителя образует гель под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси за 10 - 12 час. Температура термодиффузионной изолирующей смеси составляет порядка 300oC, под действием этой температуры пласты прогреваются до 100-120oC.
Затем поднимают насосно-компрессорные трубы и в скважину спускают генератор газа и устанавливают против пласта (интервалов пласта), подлежащего изоляции. Производят образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. В качестве термодиффузионной изолирующей смеси, как и в прототипе, используют смесь газовой среды с металлообразующим материалом, или с минеральным материалом, или со смолополимерным материалом. Удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов в добывающих скважинах или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью в нагнетательных скважинах. Дренирование пластов в добывающих скважинах выполняют насосным способом либо компрессованием. Учитывая, что время гелеобразования состава больше времени, необходимого для его удаления из зон, не подверженных воздействию газогенератора, этот состав удаляется из зон, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью.
В качестве изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава используют силикатные материалы на основе силиката натрия или калия (жидкого стекла) или водорастворимых полимеров типа полиакриламида и т. п.
Примеры конкретного осуществления способа
Пример 1. Выполняют изоляцию водопритоков и отключение обводненных пластов нефтедобывающей скважины. Интервалы перфорации продуктивных пластов расположены на глубине 1869 - 1871 и 1874 - 1881 м. Изолируемый пласт расположен на глубине 1869 - 1871 м. Обводненность нефти составляет 99,1%. Пластовая температура 65oC.
Пример 1. Выполняют изоляцию водопритоков и отключение обводненных пластов нефтедобывающей скважины. Интервалы перфорации продуктивных пластов расположены на глубине 1869 - 1871 и 1874 - 1881 м. Изолируемый пласт расположен на глубине 1869 - 1871 м. Обводненность нефти составляет 99,1%. Пластовая температура 65oC.
В скважину, заполненную жидкостью глушения - подтоварной водой, спускают насосно-компрессорные трубы и закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в объеме 9 м3 в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Состав включает, мас.%: жидкое стекло - 12,5 (на сухое), хлористый аммоний - 0,64, вода - остальное.
Состав имеет время гелеобразования при пластовой температуре 2 сут. Время, необходимое для его удаления из зон пласта насосным способом, составляет 1 сут. Состав образует закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси за 10-12 час. Температура в пласте, развиваемая под действием термодиффузионной изолирующей смеси, составляет 100 - 120oC.
Поднимают насосно-компрессорные трубы и в скважину спускают генератор газа и устанавливают против пласта, подлежащего изоляции на глубине 1869 - 1871 м. Организуют горение и образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в течение 12 час. Удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов насосным способом. Состав удаляется из необработанных зон.
В результате создают надежную изоляцию обводненного пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных пластов. Обводненность нефти снизилась до 50%.
Пример 2. Выполняют изоляцию зон поглощения и отключение обводненных пластов нагнетательной скважины. Обрабатываемые интервалы расположены на глубине 1816 - 1821 и 1831 - 1835 м. Изолируемый пласт расположен на глубине 1816 - 1821 м. Этот пласт принимает 1150 м3/сут рабочего агента - пластовой воды. Пласт на глубине 1831 - 1835 м не принимает. Обводненность нефти на участке разработки составляет 99%. Пластовая температура 65oC.
В скважину, заполненную пластовой водой, спускают насосно-компрессорные трубы и закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в объеме 18 м3 в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Состав включает, мас.%: полиакриламид - 0,5, лигносульфонат щелочных металлов - 0,9, бихромат калия - 0,3, вода - остальное.
Состав имеет время гелеобразования при пластовой температуре 2 сут. Время, необходимое для его удаления из зон пласта продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью, составляет 1 сут. Состав образует закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси за 10 - 12 ч. Температура в пласте, развиваемая под действием термодиффузионной изолирующей смеси, составляет 100 - 120oC.
Поднимают насосно-компрессорные трубы и в скважину спускают генератор газа и устанавливают против пласта, подлежащего изоляции на глубине 1816 - 1821 м. Организуют горение и образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в течение 12 час. Удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью - пластовой водой. Состав удаляется из необработанных зон. Приемистость скважины после проведения операций составляет 400 м3/сут.
В результате создают надежную изоляцию обводненного пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных пластов. Через 3 мес. обводненность нефти в ближайших добывающих скважинах снизилась до 90%.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляции.
Claims (1)
- Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины, включающий закачку в пласты изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава, образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды, отличающийся тем, что закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав, имеющий время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и образующий закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси в течении 10-12 ч, а после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001109093/03A RU2176723C1 (ru) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001109093/03A RU2176723C1 (ru) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2176723C1 true RU2176723C1 (ru) | 2001-12-10 |
Family
ID=20248060
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001109093/03A RU2176723C1 (ru) | 2001-04-09 | 2001-04-09 | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2176723C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616893C1 (ru) * | 2016-06-01 | 2017-04-18 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
| RU2618543C1 (ru) * | 2016-03-01 | 2017-05-04 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Способ снижения обводненности нефтяных добывающих скважин |
-
2001
- 2001-04-09 RU RU2001109093/03A patent/RU2176723C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2618543C1 (ru) * | 2016-03-01 | 2017-05-04 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Способ снижения обводненности нефтяных добывающих скважин |
| RU2616893C1 (ru) * | 2016-06-01 | 2017-04-18 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4305463A (en) | Oil recovery method and apparatus | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2176723C1 (ru) | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины | |
| US11739610B2 (en) | Methods and systems for water shut-off | |
| GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| RU2684262C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2095560C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2208150C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2359113C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2295029C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2735008C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| SU1206431A1 (ru) | Способ изол ции подошвенной воды в нефт ной скважине | |
| RU2790071C1 (ru) | Способ технологической обработки скважин | |
| RU2798003C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва нефтенасыщенного карбонатного пласта | |
| RU2663521C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2101484C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин | |
| RU2340765C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти с применением композиции "гтк-100" | |
| RU2078917C1 (ru) | Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040410 |