RU2519138C1 - Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами - Google Patents

Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами Download PDF

Info

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
Application number
RU2013107299/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Рамзис Рахимович Кадыров
Мунавир Хадеевич Мусабиров
Дильбархон Келамединовна Хасанова
Альфия Камилевна Сахапова
Сухроб Рустамович Хасанов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2013107299/03A priority Critical patent/RU2519138C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2519138C1 publication Critical patent/RU2519138C1/ru

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)

  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.
RU2013107299/03A 2013-02-19 2013-02-19 Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами RU2519138C1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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