RU2519138C1 - Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами - Google Patents
Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2519138C1 RU2519138C1 RU2013107299/03A RU2013107299A RU2519138C1 RU 2519138 C1 RU2519138 C1 RU 2519138C1 RU 2013107299/03 A RU2013107299/03 A RU 2013107299/03A RU 2013107299 A RU2013107299 A RU 2013107299A RU 2519138 C1 RU2519138 C1 RU 2519138C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- viscosity
- temperature
- pumped
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами. Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами включает закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти. При открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб. Полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами за счет использования высоковязкой нефти для создания водоизоляционного экрана и его закрепления. 3 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах с обводненными карбонатными коллекторами.
Известен способ ограничения водопритока (патент RU №2281385, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.08.2006 г. в бюл. №22), который включает приготовление гидрофобной эмульсии, применяющейся также в операциях глушения, промывок скважин, обработки призабойной зоны пластов. Гидрофобная эмульсия содержит, мас.%: нефть 44,5-82,75, водорастворимый окислитель - пероксодисульфат калия 0,25-0,5, минерализованную воду, содержащую ионы железа двухвалентного (Fe2+) в количестве от 35 мг/л и более до насыщения 17,00-55,00.
Недостатком способа является сложность приготовления эмульсии, которая выражается в необходимости использования специальной емкости и устройства с высокой скоростью перемешивания, а также минерализованной воды с содержанием ионов железа двухвалентного (Fe2+) в количестве от 35 мг/л и более.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ ограничения водопритока в скважине (патент RU №2418153, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.05.2011 г. в бюл. №13). Способ включает последовательную закачку в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации. До обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии. В качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют «Силор НЧ», причем для обратной эмульсии в количестве 1-10% от объема углеводородной дисперсионной среды, а для закрепляющего состава - с добавлением 10%-ного водного раствора гидроксида натрия при следующих соотношениях компонентов, об.%:
кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» | 80-90 |
10%-ный водный раствор гидроксида натрия | 10-20. |
Недостатком данного способа является сложность его реализации, так как для проведения ремонтно-изоляционных работ необходимо приготовить и последовательно закачать в скважину водную суспензию глины и два разных тампонажных состава - высоковязкую эмульсию, содержащую кремнийорганическую жидкость «Силор», и армирующий состав, представляющий собой смесь кремнийорганической жидкости «Силор» с раствором гидроксида натрия. Кроме того, по истечении одного года используемая при реализации способа эмульсия расслаивается и теряет свои тампонирующие свойства.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами за счет создания протяженного водоизоляционного экрана и нетекучего в пористой среде барьера.
Задача решается способом ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами, включающим закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины.
Новым является то, что предварительно определяют приемистость изолируемого интервала скважины, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, и при открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, а полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C.
В изобретении используют высоковязкую нефть Ашальчинского или Мордово-Кармальского месторождения и товарную угленосную нефть.
Сущность способа заключается в следующем. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала скважины, после чего в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти. Закачка высоковязкой нефти представляет определенные трудности, так как вязкость высоковязкой нефти при температуре 20°C составляет более 2600 мПа·с при скорости сдвига 200 с-1, что соответствует скорости сдвига при ее течении в двухдюймовых насосно-компрессорных трубах (НКТ), поэтому для снижения вязкости ее смешивают с низковязкой товарной угленосной нефтью. После закачки в обводненный карбонатный коллектор добывающей скважины смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти образуется протяженный водоизоляционный экран, ограничивающий поступление воды. Экран закрепляют закачкой высоковязкой нефти с температурой 40-70°C, образующей высоковязкий нетекучий в пористой среде барьер, который препятствует вытеснению из пласта смеси высоковязкой и низковязкой товарной угленосной нефти, сформировавшей протяженный водоизоляционный экран. Высоковязкую нефть для изоляционных работ получают в цехе комплексной подготовки нефти (ЦКПН), температура на выходе из ЦКПН составляет 70°C, и вязкость такой нефти в интервале от 40 до 70°C позволяет прокачать ее по трубам НКТ. Для обеспечения текучести высоковязкой нефти в скважину предварительно закачивают пресную воду с температурой 70-80°C, которая прогревает колонну НКТ, что позволяет беспрепятственно прокачать в изолируемый интервал высоковязкую нефть, где при остывании она становится нетекучей и препятствует вытеснению из изолируемого интервала водоизоляционного экрана, образованного смесью высоковязкой и низковязкой товарной угленосной нефти. Закачивание других закрепляющих материалов, например цемента, нетехнологично, поскольку в случае отверждения последнего в горизонтальном стволе он займет нижнюю половину ствола, а разбуривание цемента не полностью заполненного ствола приведет к уходу долота от основного ствола, что нарушит конструкцию скважины.
Смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти готовят заблаговременно. Объем, а также вязкость данной смеси выбирают в зависимости от приемистости изолируемого интервала, что представлено в таблице 1. Условную вязкость замеряют на воронке ВБР-1 при 20°C.
Таблица 1 | ||
Объем смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти и ее условная вязкость в зависимости от приемистости изолируемого интервала | ||
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа), в пределах | Условная вязкость, с | Объем смеси, м3 |
1,5-5,0 | 300 | 15-20 |
5,0-12,0 | 500 | 20-30 |
12,0 и более | 700 | 30-40 |
Смешивают высоковязкую нефть и товарную угленосную нефть в выбранных объемных соотношениях и затаривают в автоцистерны. На скважине цементировочным агрегатом ЦА-320М в изолируемый интервал последовательно закачивают смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, после чего закачивают пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны НКТ, далее для закрепления закачивают высоковязкую нефть с температурой 40-70°C. Для подогрева высоковязкой нефти в случае ее остывания ниже 40°C и подогрева воды до температуры 70-80°C на скважине используют паропередвижные установки (ППУ). Для предотвращения преждевременного остывания пресной воды и соответственно высоковязкой нефти можно также использовать термоизолированные трубы. Скважину оставляют на 24 часа - время, необходимое для остывания высоковязкой нефти. Эффект ограничения притока воды от применения предлагаемого способа достигается за счет образования водоизоляционного экрана, созданного смесью высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, и последующего его закрепления высоковязкой нефтью, которая после остывания до температуры пласта приобретает высокую вязкость и предотвращает вытеснение водоизоляционного экрана из пласта.
В лабораторных условиях определяли оптимальные соотношения высоковязкой и товарной угленосной нефти с целью получения прокачиваемой смеси с необходимой вязкостью. Условная вязкость высоковязкой нефти с понижением температуры увеличивается с 310 с при 70°C до 2250 с при 20°C. Для снижения вязкости высоковязкой нефти в нее добавляли товарную угленосную нефть, имеющую малую вязкость. Вязкость смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти измеряли на воронке ВБР-1. В таблице 2 приведены результаты исследований вязкости образцов смеси высоковязкой нефти, содержащей от 5 до 80 об.% товарной угленосной нефти.
Таблица 2 | |||
Условная вязкость высоковязкой нефти и смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти при 20°C | |||
№ опыта | Объем высоковязкой нефти, % | Объем товарной угленосной нефти, % | Условная вязкость смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти, с |
1 | 100 | - | 2250 |
2 | - | 100 | 40 |
3 | 95 | 5 | 1800 |
4 | 80 | 20 | 700 |
5 | 60 | 40 | 500 |
6 | 50 | 50 | 400 |
7 | 40 | 60 | 300 |
8 | 20 | 80 | 85 |
На основе данных таблицы 2 можно сделать вывод, что смешение высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти в соотношении от 80:20 до 40:60 снижает ее условную вязкость в несколько раз: от 700 до 300 с, что делает возможным закачку такой смеси по НКТ.
Испытание предлагаемого способа и наиболее близкого его аналога проводили на моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором и имитирующих карбонатный пласт. Результаты модельных испытаний предлагаемого способа и наиболее близкого его аналога представлены в табице 3.
Таблица 3 | |||||||||||
Результаты модельных испытаний предлагаемого способа и наиболее близкого его аналога | |||||||||||
Содержание компонентов по заявляемому способу | Коэффициент изоляции через 2 сут, % | Коэффициент изоляции через 6 мес., % | Коэффициент изоляции через 1 год, % | ||||||||
№ опыта | Эмульсия | Пресная вода, темпера тура °C |
Высоковяз кая нефть, об.% |
Температура высоковязкой нефти, °C** | |||||||
Высоковяз кая нефть, об.% |
Товарная угленосная нефть, об.% | ||||||||||
1 | 95* | 5 | 60 | 100 | 30 | - | - | ||||
2 | 80 | 20 | 70 | 100 | 40 | 100 | 98 | 95 | |||
3 | 60 | 40 | 75 | 100 | 70 | 100 | 96 | 93 | |||
4 | 50 | 50 | 80 | 100 | 50 | 100 | 96 | 89 | |||
5 | 40 | 60 | 72 | 100 | 65 | 100 | 96 | 90 | |||
6 | 30 | 70 | 65 | 100 | 35 | 65 | 30 | - | |||
Содержание компонентов по наиболее близкому аналогу предлагаемого способа, об.% | Коэффициент изоляции через 2 сут, % | Коэффициент изоляции через 6 мес., % | Коэффициент изоляции через 1 год, % | ||||||||
№ опыта | «Силор НЧ» | Нефть | Вода | «Силор НЧ» | 10%-ный р-p NaOH | ||||||
1 | 2 | 45 | 53 | 85 | 15 | 100 | 96 | 84 | |||
2 | 3 | 30 | 67 | 80 | 20 | 100 | 98 | 88 | |||
*При таком количестве высоковязкой нефти смесь является непрокачиваемой. | |||||||||||
**При температуре ниже 40°C высоковязкая нефть является непрокачиваемой. |
С моделями карбонатного пласта производили следующие операции (пример 3 из таблицы 3. Остальные примеры, представленные в таблице 3, проводили аналогично):
- закачивали товарную угленосную нефть, после этого ее вытесняли водой с минерализацией от 1 до 270 г/л и плотностью 1000-1200 кг/м3 до 90-98%-ного обводнения;
- по схеме «скважина - пласт» закачивали смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти в соотношении 60:40 при температуре 20°C. Далее закачивали пресную воду с температурой 75°C и высоковязкую нефть с температурой 70°C, после чего модель оставляли на 24 ч для полного образования тампонирующего материала в модели пласта;
- после этого проводили прокачку воды, определяли проницаемость по формуле Дарси и через 2 суток, 6 месяцев и 1 год вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой результативности изоляционных работ. Коэффициент изоляции модели через 1 год составил 93%, что превосходит результаты наиболее близкого аналога предлагаемого способа.
Из результатов модельных испытаний предлагаемого способа следует, что использование в смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти в соотношении 95:5 и 30:70 (опыты №№1 и 6) не дает положительного эффекта, поэтому был выбран оптимальный диапазон концентраций реагентов, в который вошли опыты от №2 до №5 - с высокими коэффициентами изоляции. В результате опытов установлено, что оптимальными являются смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти в соотношении от 80:20 до 40:60 при температуре 20°C, а оптимальная температура высоковязкой нефти, при которой она имеет хорошую текучесть и прокачиваемость, составляет 40-70°C. Температурный интервал 70-80°C для пресной воды выбран на основе практических данных, так как при закачивании воды с температурой ниже этого интервала трубы НКТ прогреваются недостаточно для поддержания температуры, предохраняющей от преждевременного остывания высоковязкой нефти с температурой 40-70°C при ее закачивании.
Замеряли электрическую стабильность смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти на приборе ИГЭР-1 по ТУ 39-156-76 (таблица 3, опыты №№2, 3, 4 и 5), которая составила 600, 520, 450 и 390 В соответственно, что превосходит электрическую стабильность эмульсий наиболее близкого аналога предлагаемого способа - 140 В.
Результаты лабораторных испытаний позволяют сделать вывод, что предлагаемый способ эффективнее своего близкого аналога по электрической стабильности и продолжительности водоизолирующего эффекта.
Пример практического применения. Приемистость скважины составляет 576 м3/сут при давлении 80 атм (удельная приемистость 3 м3/(ч·МПа), интервал перфорации 828-1044 м. Работы по ограничению водопритока проводили в следующей последовательности. Определили герметичность эксплуатационной колонны. Привезли на скважину 20 м3 смеси, состоящей из 8 м3 высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения и 12 м3 товарной угленосной нефти с условной вязкостью 300 с (в соотношении 40:60). В скважину при открытой затрубной задвижке последовательно закачали 2 м3 смеси высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения и товарной угленосной нефти, закрыли затрубную задвижку и закачали 18 м3 оставшейся смеси. Далее в скважину закачали 4 м3 пресной воды с температурой 72°C и 8 м3 высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения с температурой 65°C и условной вязкостью 350 с. Продавили технологической жидкостью объемом 4 м с плотностью 1175 м3/кг и оставили скважину на реагирование на 24 ч, после освоения скважины обводненность снизилась на 18%, а прирост добычи нефти увеличился на 3,5 т/сут.
Остальные примеры выполнили аналогично, результаты представлены в таблице 3. Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ за счет использования смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти для создания водоизоляционного экрана и высоковязкой нефти для его закрепления.
Claims (1)
- Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами, включающий закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость изолируемого интервала скважины, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, и при открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, а полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013107299/03A RU2519138C1 (ru) | 2013-02-19 | 2013-02-19 | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013107299/03A RU2519138C1 (ru) | 2013-02-19 | 2013-02-19 | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2519138C1 true RU2519138C1 (ru) | 2014-06-10 |
Family
ID=51216609
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013107299/03A RU2519138C1 (ru) | 2013-02-19 | 2013-02-19 | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2519138C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2014444C1 (ru) * | 1990-12-13 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изоляции водопритоков в скважинах |
RU2044614C1 (ru) * | 1992-11-04 | 1995-09-27 | Научно-производственное объединение "Композит" | Устройство для удаления прессующей оболочки из внутренней полости трубчатого изделия |
WO1999036666A1 (fr) * | 1998-01-20 | 1999-07-22 | Gennady Nikolaevich Pozdnyshev | Composition et procede pour la preparation d'emulsions de type eau dans l'huile servant a l'extraction du petrole |
RU2204710C1 (ru) * | 2001-12-17 | 2003-05-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Способ изоляции водопритока в газовой скважине |
RU2370631C1 (ru) * | 2008-06-06 | 2009-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
RU2418153C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
-
2013
- 2013-02-19 RU RU2013107299/03A patent/RU2519138C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2014444C1 (ru) * | 1990-12-13 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изоляции водопритоков в скважинах |
RU2044614C1 (ru) * | 1992-11-04 | 1995-09-27 | Научно-производственное объединение "Композит" | Устройство для удаления прессующей оболочки из внутренней полости трубчатого изделия |
WO1999036666A1 (fr) * | 1998-01-20 | 1999-07-22 | Gennady Nikolaevich Pozdnyshev | Composition et procede pour la preparation d'emulsions de type eau dans l'huile servant a l'extraction du petrole |
RU2204710C1 (ru) * | 2001-12-17 | 2003-05-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Способ изоляции водопритока в газовой скважине |
RU2370631C1 (ru) * | 2008-06-06 | 2009-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
RU2418153C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10053613B1 (en) | Plugging and sealing subterranean formations | |
US9932510B2 (en) | Lost-circulation materials of two different types of fibers | |
CA3044373C (en) | Formation of micro-proppant particulates in situ | |
WO2009034287A1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
CA2910664A1 (en) | Methods and cement compositions utilizing treated polyolefin fibers | |
CN107739599A (zh) | 一种高温用低密度堵水剂及其制备方法和现场使用方法 | |
RU2553807C1 (ru) | Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
CN108841366A (zh) | 一种高温防漏失封堵剂及其制备方法和应用 | |
RU2377390C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважине | |
Nasr-El-Din et al. | Field application of gelling polymers in Saudi Arabia | |
Crespo et al. | Development of a polymer gel system for improved sweep efficiency and injection profile modification of IOR/EOR treatments | |
RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2519138C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами | |
CN105238375B (zh) | 一种高强度自膨胀堵漏剂 | |
US11434409B2 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels | |
RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
WO2019104110A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations | |
RU2059064C1 (ru) | Способ изоляции газового пласта | |
RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
RU2533997C1 (ru) | Способ цементирования зон водопритока скважин | |
RU2418153C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
RU2713063C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину |