RU2494229C1 - Способ изоляции зон водопритока в скважине - Google Patents
Способ изоляции зон водопритока в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494229C1 RU2494229C1 RU2012114538/03A RU2012114538A RU2494229C1 RU 2494229 C1 RU2494229 C1 RU 2494229C1 RU 2012114538/03 A RU2012114538/03 A RU 2012114538/03A RU 2012114538 A RU2012114538 A RU 2012114538A RU 2494229 C1 RU2494229 C1 RU 2494229C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- calcium chloride
- well
- formation
- temperature
- liquid sodium
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Известен способ образования фильтрующей массы в затрубном пространстве скважины (патент RU 2059797, МПК Е21В 43/02, опубл. 10.05.1996). Способ включает последовательное раздельное закачивание порций силиката натрия (стекла жидкого натриевого) и водного раствора хлористого кальция с последующим осуществлением посредством компрессора возвратно-поступательного движения закачанных реагентов в пласте.
Недостатком известного способа является то, что возвратно-поступательное движение реагентов в пласте не обеспечивает их полноценное перемешивание. Стекло жидкое натриевое и водный раствор хлористого кальция, перемещаясь в пласте, вытесняют друг друга. Характер вытеснения носит «поршневой» характер, при этом реагенты мало внедряются друг в друга, а образование фильтрующей (тампонирующей) массы происходит только на границе контакта реагентов. Основная часть объема стекла жидкого натриевого остается непрореагировавшей, а объем образующейся только на границе контакта тампонирующей массы недостаточен для надежного тампонирования путей притока воды.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах (патент RU 2164589, МПК Е21В 43/08, опубл. 27.03.2001). Способ включает прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже 30°С, закачку оторочки безводной нефти, закачку водного раствора хлорида кальция (хлористого кальция) с плотностью не ниже 1500 кг/м3, продавливание данного раствора в пласт пресной водой, формирование фильтра закачиванием 25-30% суспензии в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5-25% вес. реагента (РДН) для добычи нефти.
Недостатком известного способа является то, что снижение водопритока достигают тампонированием путей поступления воды кристаллами хлористого кальция, выпадающими из водного раствора хлористого кальция из-за уменьшения растворимости при снижении температуры. Указанные кристаллы подвержены растворению водой, содержащейся в пласте, и эффект от подобных работ, как правило, кратковременный.
Технической задачей предложения является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.
Техническая задача решается способом изоляции зон водопритока в скважине, включающим закачивание в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3.
Новым является то, что после закачки водного раствора хлористого кальция производят технологическую выдержку в течение 8-12 ч, далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого.
При реализации способа используют хлористый кальций технический, например, в жидком виде, производимый по ГОСТ 450-77 в ОАО «Сода», г.Стерлитамак, стекло жидкое натриевое, производимое по ГОСТ 13078-1981 в ООО "НТЦ "Компас", г.Казань, углеводородные жидкости, например, нефть плотностью 800-900 кг/м3 по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть, технические условия или другие на ее основе, например, дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или керосин для технических целей по ГОСТ 18499-73.
Способ может быть реализован следующим образом. Работы проводят в обводнившейся нефтедобывающей скважине. В емкость, оборудованную перемешивающим устройством (например, лопастного типа), закачивают пресную воду. Пресную воду в емкости подогревают перегретым до температуры 200-220°C водяным паром, например, перемешиванием пресной воды с водяным паром, подаваемым в емкость по паропроводу, или с помощью электрического нагревателя до температуры 70-90°C. Подогретую пресную воду в емкости размешивают перемешивающим устройством, при этом одновременно с перемешиванием приливают хлористый кальций технический. В процессе перемешивания периодически замеряют плотность полученного раствора хлористого кальция, при достижении плотности не менее 1500 кг/м3 приливание хлористого кальция прекращают. Замеряют температуру приготовленного раствора. Если температура приготовленного раствора хлористого кальция соответствует 70-90°C, его сразу закачивают в изолируемый пласт с низкой температурой (до 30°C). Если температура приготовленного раствора хлористого кальция менее 70°C, его до закачивания в пласт дополнительно подогревают, способ подогрева используют такой же, как и при подогреве пресной воды. Закачиваемый в скважину раствор хлористого кальция подогревают до температуры не менее 70°С, так как при меньшей температуре из раствора хлористого кальция при закачивании в скважину по мере его остывания уже могут начать выпадать кристаллы хлористого кальция. Разогрев указанного раствора до температуры более 90°C нецелесообразен, так как это не влияет на возможность и эффективность применения способа, но увеличивает затраты средств и времени на разогрев, поэтому при температуре водного раствора хлористого кальция более 90°C следует произвести выдержку раствора с периодическим замером температуры раствора на остывание до достижения им температуры 90°C.
После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч, в течение которой раствор хлористого кальция остывает в пласте, время определено из опыта практических работ. В течение этого времени при снижении температуры из-за уменьшения растворимости из водного раствора хлористого кальция выпадают кристаллы хлористого кальция. Указанные кристаллы располагаются в пласте на протяжении всего пространства, куда был закачан раствор хлористого кальция. Кристаллы хлористого кальция располагаются в пласте разрозненно и по пространству так, что между кристаллами могут продвигаться жидкости, закачиваемые в скважину позднее.
Кристаллы хлористого кальция, выпадающие в пласте, являются инициаторами образования геля из закачиваемого в последующем в пласт стекла жидкого натриевого. Раствор хлористого кальция используют плотностью не менее 1500 кг/м3, так как при меньшей плотности объем выпадающих в пласте кристаллов может быть недостаточен для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. При применении способа в пластах с температурой более 30°C объем выпадающих в пласте кристаллов так же может быть недостаточен для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, поэтому способ применим для пластов с низкой температурой (менее 30°C).
После проведения выдержки в течение 8-12 ч, остывания раствора хлористого кальция в пласте и выпадения кристаллов хлористого кальция в пласте, в пласт последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости (нефти, дизельного топлива, керосина и т.п.) и стекло жидкое натриевое. Оторочка углеводородной жидкости оттесняет (продавливает в пласт) закачанный ранее раствор хлористого кальция, предотвращает мгновенное образование геля на границе контакта раствора хлористого кальция и закачиваемого в дальнейшем стекла жидкого натриевого, что позволяет закачать весь запланированный объем стекла жидкого натриевого в пласт. Установленный из опыта промысловых работ объем оторочки углеводородной жидкости составляет 2-6 м3. Далее закачивают и продавливают пресной водой разогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое, причем подогревание стекла жидкого натриевого производят аналогично тому, как подогревают хлористый кальций. Объемы закачиваемых раствора хлористого кальция и стекла жидкого натриевого равны и составляют 3-20 м3 в зависимости от коллекторских свойств пласта, что так же определено из опыта промысловых работ. Закачанное в пласт стекло жидкое натриевое занимает в пласте пространство, в которое ранее закачали раствор хлористого кальция, и в котором выпали кристаллы хлористого кальция. Далее скважину оставляют на 24-48 ч для реагирования стекла жидкого натриевого с кристаллами хлористого кальция. При контактировании кристаллов хлористого кальция со стеклом жидким натриевым во всем объеме последнего образуется водоизоляционный экран, блокирующий пути притока воды. Разогрев стекла жидкого натриевого до температуры 70-90°C необходим для интенсивного взаимодействия кристаллов хлористого кальция со стеклом жидким натриевым и образования водоизоляционного экрана из геля в течение более короткого времени.
Образование водоизоляционного экрана во всем объеме закачиваемого стекла жидкого натриевого обеспечивает создание более прочного водоизоляционного экрана по сравнению с прототипом так как, в предлагаемом способе после закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч, а затем последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, что способствует созданию более прочного водоизоляционного экрана и обеспечивает увеличение эффективности изоляции зон водопритока, таким образом, решается техническая задача предложения.
Пример практического применения. В нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1125 м и интервалом перфорации 1111-1114,8 м продукция обводнилась до 98%. Температура в интервале продуктивного пласта в скважине 23°C. В скважину на глубину 1080 м спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм. Через НКТ в пласт закачали 10 м3 водного раствора хлористого кальция плотностью 1530 кг/м3, разогретого с помощью передвижной парогенераторной установки до температуры 77°C. Произвели выдержку в течение 12 ч, после чего по НКТ в пласт последовательно закачали 4 м3 нефти легкой фракции, например, плотностью 900 кг/м3 и 10 м3 разогретого до температуры 70°C стекла жидкого натриевого с продавкой пресной водой в объеме 3,5 м3. Далее скважину оставили в течение 48 ч на реагирование. После чего скважину освоили и пустили в эксплуатацию, обводненность продукции скважины снизилась до 37%, а дебит по нефти увеличился в 1,2 раза.
Применение предложения позволяет снизить обводненность продукции скважины на 40-70%, при этом снижение обводненности продукции приводит к увеличению дебита по нефти в 1,2-1,6 раз.
Claims (1)
- Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий закачивание в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3, отличающийся тем, что после закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч, далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012114538/03A RU2494229C1 (ru) | 2012-04-12 | 2012-04-12 | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012114538/03A RU2494229C1 (ru) | 2012-04-12 | 2012-04-12 | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2494229C1 true RU2494229C1 (ru) | 2013-09-27 |
Family
ID=49254078
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012114538/03A RU2494229C1 (ru) | 2012-04-12 | 2012-04-12 | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2494229C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2525244C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5048609A (en) * | 1990-12-14 | 1991-09-17 | Marathon Oil Company | Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel |
RU2101486C1 (ru) * | 1996-11-27 | 1998-01-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Способ изоляции притока пластовых вод |
RU2114991C1 (ru) * | 1996-11-27 | 1998-07-10 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Способ изоляции притока пластовых вод |
RU2116432C1 (ru) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн |
RU2128769C1 (ru) * | 1998-08-13 | 1999-04-10 | О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед | Способ разработки нефтяных месторождений на стадии их обводнения |
RU2164589C1 (ru) * | 2000-02-21 | 2001-03-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
-
2012
- 2012-04-12 RU RU2012114538/03A patent/RU2494229C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5048609A (en) * | 1990-12-14 | 1991-09-17 | Marathon Oil Company | Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel |
RU2101486C1 (ru) * | 1996-11-27 | 1998-01-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Способ изоляции притока пластовых вод |
RU2114991C1 (ru) * | 1996-11-27 | 1998-07-10 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Способ изоляции притока пластовых вод |
RU2116432C1 (ru) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн |
RU2128769C1 (ru) * | 1998-08-13 | 1999-04-10 | О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед | Способ разработки нефтяных месторождений на стадии их обводнения |
RU2164589C1 (ru) * | 2000-02-21 | 2001-03-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2525244C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102604606B (zh) | 二次交联化学法冻胶泡沫堵调液 | |
CN102155209B (zh) | 一种酸性粘弹性流体压裂地层的方法 | |
CA2902870C (en) | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with thermally activated chemical agents | |
CN104447831A (zh) | 一种有机硼锆交联剂及其制备方法 | |
CA2768936A1 (en) | Method to control driving fluid breakthrough during production of hydrocarbons from a subterranean reservoir | |
US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
CN107216866A (zh) | 一种碳酸盐储层缝网体积酸压改造的方法 | |
CN104560003A (zh) | 一种有机硼锆交联剂 | |
US20120080187A1 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
CN102606119B (zh) | 定点置放凝胶堵水调剖剂及使用方法 | |
RU2494229C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
US20120325481A1 (en) | Process for obtaining viscous mineral oil from an underground deposit | |
US20140262241A1 (en) | Systems and Methods for the Production of a Subterranean Reservoir Containing Viscous Hydrocarbons | |
RU2706154C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
US20140262242A1 (en) | Systems and Methods for the Production of a Subterranean Reservoir Containing Viscous Hydrocarbons | |
RU2652238C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) | |
Onbergenov | Simulation of thermally active and pH-sensitive polymers for conformance control | |
US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
RU2527432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа | |
CN103937472A (zh) | 阳离子蜡复合调剖堵水剂及制备方法和调剖堵水工艺 | |
RU2535762C2 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2620670C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
RU2455474C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума | |
RU2381358C1 (ru) | Способ ограничения притока воды в скважину |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190413 |