RU2352766C1 - Method of water production shut-off in oil and gas producing wells and equalisation of injectivity profile in pressure vertical and horizontal wells at presence of super fractures and high penetrable beds and composition for implementation of this method - Google Patents
Method of water production shut-off in oil and gas producing wells and equalisation of injectivity profile in pressure vertical and horizontal wells at presence of super fractures and high penetrable beds and composition for implementation of this method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2352766C1 RU2352766C1 RU2007127011/03A RU2007127011A RU2352766C1 RU 2352766 C1 RU2352766 C1 RU 2352766C1 RU 2007127011/03 A RU2007127011/03 A RU 2007127011/03A RU 2007127011 A RU2007127011 A RU 2007127011A RU 2352766 C1 RU2352766 C1 RU 2352766C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foaming
- composition
- phase
- wells
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Preparation Of Clay, And Manufacture Of Mixtures Containing Clay Or Cement (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods and compositions for limiting water inflows in oil and gas producing wells and aligning the injectivity profile in injection vertical and horizontal wells in the presence of supercracks and highly permeable formations.
Известен способ освоения скважин путем закачки пенообразующего раствора с газообразным агентом. Пенообразующий раствор содержит в качестве ПАВ неонол ОП-10, дегидратор - CaCl2, структурообразователь - алкилдиметиламин, стабилизатор - КССБ и пресную воду (Патент РФ №2072036, кл. Е21В 43/25, 1997 г.). Эффективность способа существенно снижается при наличии системы трещин, пронизывающих нефтеводонасыщенные пласты.A known method of well development by pumping a foaming solution with a gaseous agent. The foaming solution contains neonol OP-10 as a surfactant, dehydrator - CaCl 2 , a structurant - alkyldimethylamine, a stabilizer - KSSB and fresh water (RF Patent No. 2072036, CL E21B 43/25, 1997). The effectiveness of the method is significantly reduced in the presence of a system of cracks penetrating oil-saturated formations.
Известен пенообразующий состав для изоляции или ограничения пластовых вод в нефтяные или газовые скважины, содержащий пенообразователь - поверхностно-активное вещество синтанол ЭС-3, неонол АФ9-12, стабилизатор - полимер праестол-854 (Патент РФ №2200822, кл. Е21В 33/138, 2003 г.). Недостатком данного пенообразующего состава является недостаточная вспениваемость и стабильность.Known foaming composition for isolating or restricting formation water into oil or gas wells, containing a foaming agent - a surfactant syntanol ES-3, neonol AF9-12, a stabilizer - polymer praestol-854 (RF Patent No. 2200822, CL Е21В 33/138 , 2003). The disadvantage of this foaming composition is insufficient foaming and stability.
Наиболее близким по технической сущности является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора ПАВ с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа. В качестве гелеобразующей добавки в данном способе используют силикат натрия. Газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, до создания за счет этого водоизоляционного экрана (Патент РФ №2266400, кл. Е21В 43/22, 2005 г.). Однако использование известного способа при пластовой температуре для высокопроницаемых пластов, имеющих супертрещины, не эффективно из-за недостаточной устойчивости пены.The closest in technical essence is a method for aligning the injectivity profile of injection wells, which includes injecting into the formation through injection wells a foaming solution - an aqueous surfactant solution with a gelling additive that increases the stability of the formed foam rim and then gas. Sodium silicate is used as a gelling additive in this method. Gas is pumped in a volume that allows the formation of a foaming solution in the formation into a foam with a conditional multiplicity of 2-5, until a water-proof screen is created due to this (RF Patent No. 2266400, CL ЕВВ 43/22, 2005). However, the use of the known method at reservoir temperature for highly permeable formations having supercracks is not effective due to the insufficient stability of the foam.
Задачей данного изобретения является повышение эффективности технологических процессов, направленных на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков, поступающих по высокопроницаемым пластам и (или) супертрещинам, расширение ассортимента пенных систем, применяемых для решения вышеуказанных проблем, повышение устойчивости данных систем.The objective of this invention is to increase the efficiency of technological processes aimed at aligning the injectivity profile of injection wells and isolating water inflows coming through highly permeable formations and (or) supercracks, expanding the range of foam systems used to solve the above problems, increasing the stability of these systems.
Технический результат достигается тем, что для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов в них закачивают высокоустойчивые пенные системы, в которых жидкой фазой является пенообразующий раствор, содержащий пенообразователь на основе Неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля, газовой фазой является сжатый воздух, подаваемый компрессорами или с помощью эжекторов-аэраторов, или азот, подаваемый азотогенерирующими установками, со степенью газирования в пределах 3-15 (отношение объема газа к объему жидкой фазы в нормальных условиях) и для повышения устойчивости пенной системы, упрочнения оболочки пузырька газа, препятствующей сжимаемости всей системы под действием давления, добавляют твердую фазу, представляющую собой тонкодисперсный материал (цемент, молотый кварцевый песок, зола-унос и др.) в количестве 20-30% от объема жидкой фазы. После закачки в высокопроницаемый пласт и (или) супертрещины трехфазной пенной системы, образующей прочный экран, препятствующий уходу состава глубоко в пласт или трещины (эффект Жамена), следом закачивают невспененный состав гелеобразующей композиции.The technical result is achieved by the fact that in order to isolate water inflows in oil and gas producing wells and equalize the injectivity profile in injection vertical and horizontal wells in the presence of supercracks and highly permeable formations, highly stable foam systems are pumped into them, in which the foaming solution containing a foaming agent based on Neonol AF9-12 and monoethylene glycol, the gas phase is compressed air supplied by compressors or using ejectors-aerators, silt nitrogen supplied by nitrogen generating plants with a degree of carbonation in the range of 3-15 (the ratio of the gas volume to the volume of the liquid phase under normal conditions) and to add stability to the foam system, hardening the shell of the gas bubble, which prevents the entire system from being compressible under pressure, add the solid phase, which is a finely dispersed material (cement, ground quartz sand, fly ash, etc.) in an amount of 20-30% of the volume of the liquid phase. After injection into a highly permeable formation and (or) supercracks of a three-phase foam system, which forms a durable screen that prevents the composition from going deep into the formation or cracks (Jamen effect), the non-foamed composition of the gel-forming composition is then pumped.
Пенообразующий раствор, составляющий жидкую фазу образованной трехфазной пенной системы и содержащий пенообразующую и стабилизирующую добавки, содержит пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля и стабилизирующую добавку на основе метилцеллюлозы, карбамида и натрия углекислого при следующем соотношении компонентов, мас.%:The foaming solution that makes up the liquid phase of the formed three-phase foam system and contains foaming and stabilizing additives contains a foaming agent based on neonol AF9-12 and monoethylene glycol and a stabilizing additive based on methyl cellulose, carbamide and sodium carbonate in the following ratio, wt.%:
В приготовленный состав добавляют тонкодисперсный материал, например цемент, в количестве 20-30% от объема жидкой фазы.Finely dispersed material, for example cement, is added to the prepared composition in an amount of 20-30% of the volume of the liquid phase.
Пенообразователь на основе неонола АФ9-12 и моноэтиленгликоля имеет высокую пенообразующую способность, к тому же совместим с пластовыми водами, стабилизирующая добавка на основе метилцеллюлозы и карбамида повышает устойчивость оторочки трехфазной пенной системы при повышенной температуре, при низкой пластовой температуре для повышения устойчивости в состав вводится добавка натрия углекислого (таблица).A foaming agent based on neonol AF9-12 and monoethylene glycol has a high foaming ability, it is also compatible with formation waters, a stabilizing additive based on methylcellulose and urea increases the stability of the rim of the three-phase foam system at elevated temperatures, at low formation temperature, an additive is introduced into the composition sodium carbonate (table).
В таблице приведены значения: кратности пены (β), представляющей собой отношение объема газонаполненной системы к объему исходного раствора или суспензии; плотности трехфазной пенной системы (ρ, кг/дм3); устойчивости (стабильности) газонаполненной системы (φ, %), которую оценивают по изменению объема системы в процессе термостатирования, вплоть до затвердевания.The table shows the values: the ratio of foam (β), which is the ratio of the volume of the gas-filled system to the volume of the initial solution or suspension; the density of the three-phase foam system (ρ, kg / dm 3 ); stability (stability) of a gas-filled system (φ,%), which is estimated by the change in the volume of the system during thermostating, up to solidification.
Раствор для получения трехфазной пенной системы, используемой для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов в промысловых условиях, готовят следующим образом. Пенообразователь, метилцеллюлозу, карбамид и натрий углекислый загружают в емкость, в которую из ППУ (паропроизводящая установка) подают горячую пресную воду с температурой 60-90°С в количестве, равном 30-50% от требуемого для приготовления раствора. Для загрузки карбамида целесообразно использовать эжектор или транспортер. Перемешивание осуществляют насосным агрегатом. Затем в емкость подают холодную воду и производят перемешивание путем циркуляции по системе насос - емкость - насос до полного растворения веществ. Затем в полученный раствор добавляют необходимое количество твердой фазы. Для приготовления исходной суспензии, подвергающейся аэрации, используют портландцементы тампонажные нормальные по средней плотности цементного теста по ГОСТ 1581-85 или алинитовый цемент по ТУ 39-08-217-82. Приготовление исходных суспензий производится с помощью стандартной цементировочной техники (цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин). Аэрацию суспензий производят с помощью: передвижных компрессоров высокого давления типа СД - 9/101, СД - 12/250 (ТУ 26-12-665-83); компрессоров низкого давления буровых установок типа КТ-6 и эжекторов-аэраторов.A solution for producing a three-phase foam system used to limit water inflows in oil and gas production wells and equalize the injectivity profile in injection vertical and horizontal wells in the presence of supercracks and highly permeable formations in the field, is prepared as follows. Foaming agent, methyl cellulose, urea and sodium carbonate are loaded into a container into which hot fresh water with a temperature of 60-90 ° C is supplied from the PUF (steam production unit) in an amount equal to 30-50% of the required solution. It is advisable to use an ejector or conveyor to load urea. Mixing is carried out by the pump unit. Then cold water is supplied to the tank and mixing is carried out by circulation through the pump - tank - pump system until the substances are completely dissolved. Then, the required amount of solid phase is added to the resulting solution. To prepare the initial suspension, subjected to aeration, Portland cement is used, cement grouting normal in average density of cement paste according to GOST 1581-85 or aluminite cement according to TU 39-08-217-82. The preparation of initial suspensions is carried out using standard cementing equipment (cementing aggregates and cement-mixing machines). Aeration of suspensions is carried out using: mobile compressors of high pressure type SD - 9/101, SD - 12/250 (TU 26-12-665-83); KT-6 type low-pressure compressors and ejector-aerators.
Для реализации способа в пласт закачивают пенообразующий раствор, представляющий собой суспензию, и одновременно начинают подачу воздуха для получения трехфазной пенной системы. Устойчивая трехфазная пенная система после закачки в пласт заполняет пустоты и трещины в пласте и образует прочный экран, блокируя высокопроницаемые участки пласта и (или) супертрещины. После этого производится закачка гелеобразующей композиции.To implement the method, a foaming solution, which is a suspension, is pumped into the formation, and at the same time, an air supply is started to produce a three-phase foam system. A stable three-phase foam system after injection into the formation fills voids and cracks in the formation and forms a strong screen, blocking highly permeable sections of the formation and (or) supercracks. After that, the gel-forming composition is injected.
Полученный прочный водоизоляционный гелевый экран позволяет изолировать водопритоки в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивать профиль приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах.The obtained durable water-proof gel screen allows isolating water inflows in oil and gas production wells and aligning the injection profile in injection vertical and horizontal wells.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007127011/03A RU2352766C1 (en) | 2007-07-17 | 2007-07-17 | Method of water production shut-off in oil and gas producing wells and equalisation of injectivity profile in pressure vertical and horizontal wells at presence of super fractures and high penetrable beds and composition for implementation of this method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007127011/03A RU2352766C1 (en) | 2007-07-17 | 2007-07-17 | Method of water production shut-off in oil and gas producing wells and equalisation of injectivity profile in pressure vertical and horizontal wells at presence of super fractures and high penetrable beds and composition for implementation of this method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007127011A RU2007127011A (en) | 2009-01-27 |
RU2352766C1 true RU2352766C1 (en) | 2009-04-20 |
Family
ID=40543436
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007127011/03A RU2352766C1 (en) | 2007-07-17 | 2007-07-17 | Method of water production shut-off in oil and gas producing wells and equalisation of injectivity profile in pressure vertical and horizontal wells at presence of super fractures and high penetrable beds and composition for implementation of this method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2352766C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102011572A (en) * | 2010-12-24 | 2011-04-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Composite high-temperature profile control method for heavy oil well |
RU2550623C2 (en) * | 2009-07-31 | 2015-05-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Zone correction method inside underground hydrocarbons-containing formations (versions) |
CN105586023A (en) * | 2014-10-23 | 2016-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Inorganic gel foam water shutoff profile control agent for low-permeability oil reservoir |
-
2007
- 2007-07-17 RU RU2007127011/03A patent/RU2352766C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2550623C2 (en) * | 2009-07-31 | 2015-05-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Zone correction method inside underground hydrocarbons-containing formations (versions) |
CN102011572A (en) * | 2010-12-24 | 2011-04-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Composite high-temperature profile control method for heavy oil well |
CN102011572B (en) * | 2010-12-24 | 2014-04-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Composite high-temperature profile control method for heavy oil well |
CN105586023A (en) * | 2014-10-23 | 2016-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Inorganic gel foam water shutoff profile control agent for low-permeability oil reservoir |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007127011A (en) | 2009-01-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60202311T2 (en) | Borehole cement composition for "offshore" wells in deep water | |
CN103525387B (en) | Foamed cement slurry system and composition | |
CA2879374C (en) | Coal ash solidified foam material for preventing spontaneous combustion of coal and preparation method thereof | |
US20020035951A1 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
CN111793489B (en) | In-situ gas-generating foaming gel system for carbonate reservoir and application method thereof | |
RU2352766C1 (en) | Method of water production shut-off in oil and gas producing wells and equalisation of injectivity profile in pressure vertical and horizontal wells at presence of super fractures and high penetrable beds and composition for implementation of this method | |
US11814572B2 (en) | Methods of cementing a wellbore without using a spacer fluid with a chain extended non-ionic surfactant | |
DK150993B (en) | PROCEDURE FOR CEMENTING A DRILL WHICH PASSES THROUGH A GASIC STRUCTURE IN EARTH | |
US6268314B1 (en) | Foamable gel composition | |
CN107794031B (en) | Nitrogen foam fracturing fluid system suitable for low-pressure lean water-containing coal bed gas well | |
RU2471962C1 (en) | Method of well cementing under conditions of abnormally low formation pressure | |
RU2720025C1 (en) | Casing string cementing method in well | |
RU2627502C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition | |
KR101968562B1 (en) | Additives for grout injection material, Grout injection material containing the same, Pressurization device for grouting process, Grouting process using the same | |
US4217231A (en) | Low fluid loss foam | |
RU2303048C1 (en) | Light-weight grouting mortar | |
RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
US11028311B2 (en) | Methods of cementing a wellbore | |
RU2742089C1 (en) | Method for injection capacity profile alignment in injection wells with foam-forming composition (versions) | |
CN107572912B (en) | Foam concrete formula and preparation method and application thereof | |
RU2266400C2 (en) | Well injectivity profile conformance control method | |
RU2322569C2 (en) | Method for production well repair | |
US20230183556A1 (en) | Blowing agent incorporated resin systems for consolidating subterranean oil and gas bearing formations | |
CN115109571B (en) | Temperature-control phase-change water shutoff agent and preparation method thereof | |
KR102357387B1 (en) | Method for grouting using urea resin foam for preventing leakage of grout material |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170718 |