RU2550623C2 - Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) - Google Patents
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550623C2 RU2550623C2 RU2012103925/03A RU2012103925A RU2550623C2 RU 2550623 C2 RU2550623 C2 RU 2550623C2 RU 2012103925/03 A RU2012103925/03 A RU 2012103925/03A RU 2012103925 A RU2012103925 A RU 2012103925A RU 2550623 C2 RU2550623 C2 RU 2550623C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- gel
- well
- water
- injection well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 47
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 42
- 238000012937 correction Methods 0.000 title abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 84
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 125000001475 halogen functional group Chemical group 0.000 claims abstract description 29
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 104
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 104
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 78
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 38
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 37
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 36
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 30
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 23
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N chloro hypochlorite;magnesium Chemical compound [Mg].ClOCl IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 5
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 abstract 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 abstract 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 85
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 39
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 15
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 14
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 13
- 238000001451 molecular beam epitaxy Methods 0.000 description 12
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 7
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 4
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000001044 red dye Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- QNRATNLHPGXHMA-XZHTYLCXSA-N (r)-(6-ethoxyquinolin-4-yl)-[(2s,4s,5r)-5-ethyl-1-azabicyclo[2.2.2]octan-2-yl]methanol;hydrochloride Chemical compound Cl.C([C@H]([C@H](C1)CC)C2)CN1[C@@H]2[C@H](O)C1=CC=NC2=CC=C(OCC)C=C21 QNRATNLHPGXHMA-XZHTYLCXSA-N 0.000 description 1
- 101000579123 Homo sapiens Phosphoglycerate kinase 1 Proteins 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KJWZYMMLVHIVSU-IYCNHOCDSA-N PGK1 Chemical compound CCCCC[C@H](O)\C=C\[C@@H]1[C@@H](CCCCCCC(O)=O)C(=O)CC1=O KJWZYMMLVHIVSU-IYCNHOCDSA-N 0.000 description 1
- 102100028251 Phosphoglycerate kinase 1 Human genes 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000011885 synergistic combination Substances 0.000 description 1
- CENHPXAQKISCGD-UHFFFAOYSA-N trioxathietane 4,4-dioxide Chemical compound O=S1(=O)OOO1 CENHPXAQKISCGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/30—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing magnesium cements or similar cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/30—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing magnesium cements or similar cements
- C04B28/32—Magnesium oxychloride cements, e.g. Sorel cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔP, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPуменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции: введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт; создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону; введение предшественника геля в зону и создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический резул
Description
Область применения изобретения
Настоящее изобретение имеет отношение к способу исправления и/или задержки (подавления) прорыва рабочей жидкости в ходе добычи углеводородов, в частности тяжелой/вязкой нефти, из подземного коллектора, например, когда возникает связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной во время операции заводнения.
Предпосылки к созданию изобретения
Многие месторождения нефти содержат коллекторы, в которых нагнетательные скважины, задействованные в операции заводнения, имеют или получают прямую или косвенную связь по давлению с соседними эксплуатационными скважинами. Когда возникает эта связь по давлению, происходит прорыв нагнетаемой воды в добывающую скважину и, таким образом, увеличивается водонефтяной фактор и снижается добыча нефти. В результате, процесс заводнения прерывается. Этот прорыв нагнетаемой воды является серьезной проблемой, которая становится более частой по мере старения месторождения нефти. Аналогичная проблема для стандартного заводнения коллектора легкой нефти в общих чертах описана в патенте США 7,243,720.
Используемый здесь термин "вязкая/тяжелая нефть" (или для упрощения ссылки просто "тяжелая нефть") означает нефть с плотностью 30°API (30 градусов Американского нефтяного института) или меньше, а обычно меньше чем 25°API. Некоторые коллекторы тяжелой нефти на Аляске (США) или в Канаде могут иметь плотность меньше чем 17°API и даже такую низкую плотность, как 10°API.
Несмотря на то что может существовать указанная связь, нагнетательная скважина может все еще поддерживать давление нагнетания, так что операция заводнения коллектора не полностью прекращается. Типично, разность давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя эксплуатационной скважины составляет ориентировочно от 1000 до 2000 psi (фунтов на квадратный дюйм), а обычно от 1200 до 1500 psi при нормальном заводнении тяжелой/вязкой нефти. Когда возникает связь, эта разность давлений снижается. В тяжелых случаях, таких как акт обхода матричной породы или "МВE" (что описано далее более подробно), заводнение зачастую полностью прекращается, что приводит к тому, что давление нагнетания забоя нагнетательной скважины становится по существу равным давлению эксплуатации забоя добывающей скважины.
Способ заводнения также может быть использован для добычи тяжелой/вязкой нефти из коллектора в сочетании с холодным способом добычи, в котором получают песок вместе со смесью воды и нефти. Этот холодный способ добычи иногда называют CHOPS способом (холодный способ добычи тяжелой нефти с песком). Стандартное заводнение коллекторов тяжелой/вязкой нефти становится невозможным по причине очень больших градиентов давления или преждевременного прорыва воды, как уже было указано здесь выше, причем оба эти аспекта могут приводить к низкой приемистости или к плохому коэффициенту охвата, что приводит к снижению нефтеотдачи. Более того, по причине повышенной вязкости тяжелой нефти она подвержена образованию языков. Выработка песка не является острой проблемой при добыче тяжелой/вязкой нефти, так как скважины предназначены, как в случае CHOPS способа, для добычи нефти вместе с песком.
Специфической характеристикой CHOPS способа, которая создает беспокойство при заводнении, является образование так называемых "червоточин" или каналов, которые образуются тогда, когда мелкие фракции удаляют из породы коллектора при добыче смеси нефти с песком. В статье Tremblay et al. "Simulation of Cold Production in Heavy-Oil Reservoirs: Wormhole Dynamics", SPE Reservoir Engineering (May 1997) at pages 110-117, сообщается, что удаление мелких фракций повышает проницаемость породы по мере образования червоточин. Кроме того, материнская порода становится слабее и слабее по мере продолжения процесса до момента, когда часть горной породы может обрушиться, создавая большие объемы песка и оставляя "карман" в коллекторе. Области повышенной проницаемости породы, в которых удалены мелкие фракции, также иногда называют областями "ореола". Образование червоточин описано, например, в патенте США 7,677,313, который полностью включен в данное описание в качестве ссылки. Червоточины могут содержать зоны "карманов" и/или области "ореола".
На стороне нагнетания воды может происходить так называемое образование языков нагнетаемой воды через тяжелую нефть, что также становится существенным фактором. Образование языков воды делает процесс заводнения неэффективным.
Когда добывающая и нагнетательная скважины являются активными при заводнении тяжелой/вязкой нефти, тогда, не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что червоточина со стороны добывающей скважины будет искать источник относительно высокого давления нагнетательной скважины, а соответствующий язык воды со стороны нагнетательной скважины будет искать пониженное давление добывающей скважины. Когда этот язык воды соединяется с червоточиной добывающей скважины, водонефтяной фактор добытых флюидов резко увеличивается и возникает связь по давлению между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.
Упомянутые выше акты обхода матричной породы (MBE′s) представляют собой специфическую проблему при заводнении многих коллекторов тяжелой/вязкой нефти, когда используют холодный способ добычи, такой как CHOPS способ. По существу, нагнетающая воду скважина образует прямую связь по давлению со скважиной добычи нефти. Заключение о возникновении МВБ в большинстве случаев можно сделать тогда, когда разность давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя эксплуатационной скважины (ΔPbh) имеет значительное снижение в течение относительно короткого периода времени, например снижение ΔPbh ориентировочно по меньшей мере 100 psi в течение времени 12 часов. В наиболее тяжелых случаях разность давлений (ΔPbh) может быть меньше чем 200 psi и даже меньше чем 100 psi, то есть давление забоя нагнетающей воду скважины приближается и почти становится равным давлению забоя эксплуатационной скважины. Эта цепь короткого замыкания нагнетаемой воды может сделать заводнение неэффективным и сделать добычу нефти экономически нерентабельной, так как нагнетательная скважина и добывающая скважина будут в первую очередь только производить циркуляцию воды.
В указанном выше патенте США 7,677,313 раскрыт способ регулирования притока воды в скважину за счет блокирования каналов с высокой проницаемостью. Способ предусматривает использование как неупрочненного, так и упрочненного геля, который вводят в канал для блокирования потока воды через него. В патенте США 6,720,292 раскрыто использование упрочненного глиной геля для регулирования расхода жидкости, в то время как в патенте США 7,350,572 раскрыто использование смеси жидкости для обработки (студенистого кислотного материала) и волокна для контроля потерь флюида из скважины.
Несмотря на то что некоторые из этих способов позволяют блокировать поток жидкости, использованные в них материалы не позволяют обеспечивать полное уплотнение, так что любое блокирование является только временным, что приводит к относительно быстрому появлению вновь притока жидкости.
Что необходимо, так это способ, который мог бы быть использован для исправления или ремонта зоны, в которой имеются червоточины, в которых свободный поровый объем и связанная с ним область ореола созданы за счет добычи песка, как в случае CHOPS типа холодного способа добычи, что приводит к нежелательной связи по давлению между эксплуатационной скважиной и связанной с ней скважиной для нагнетания рабочей жидкости. Такой способ мог бы быть использован для контроля потока жидкости и восстановления эффективности соответствующей операции заводнения и для увеличения количества добытых углеводородов.
Раскрытие изобретения
Указанные ранее и другие задачи и преимущества достигнуты при помощи настоящего изобретения, которое в соответствии с одним его аспектом направлено на создание способов исправления свободных поровых объемов и/или областей ореола в имеющей высокую проницаемость зоне подземного пласта, причем указанные свободные поровые объемы или области ореола образуются за счет использования рабочей жидкости, например, при заводнении во время добычи тяжелой/вязкой нефти из пласта.
Таким образом, в соответствии с вариантами осуществления настоящее изобретение направлено на создание способа исправления зоны в подземном, содержащем углеводород пласте, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из скважины для нагнетания рабочей жидкости через зону в эксплуатационную скважину. Зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола внутри зоны, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины. Таким образом, зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону, причем указанная закупоривающая композиция содержит цементный раствор, который может быть закачан в зону;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение предшественника геля в зону; и
создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
В соответствии с другими вариантами осуществления настоящее изобретение направлено на создание способа исправления зоны в подземном пласте, содержащем тяжелую/вязкую нефть, чтобы задержать прорыв воды из скважины для нагнетания воды через зону в эксплуатационную скважину. Зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи тяжелой/вязкой нефти через эксплуатационную скважину. Таким образом, зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, причем закупоривающая композиция содержит раствор цементного материала, который может быть закачан в зону;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;
введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;
создание условий для схватывания полимерного предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалистам в данной области после анализа приведенного далее подробного описания изобретения вместе с примерами и приложенной формулой изобретения. Следует иметь в виду, что варианты осуществления настоящего изобретения могут иметь различные формы. Таким образом, описанные далее специфические варианты осуществления приведены только в качестве примера и не предназначены для ограничения патентных притязаний изобретения только этими специфическими вариантами.
Указанные ранее и другие характеристики, преимущества и задачи изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.
Однако следует иметь в виду, что на приложенных чертежах показаны только типичные варианты осуществления изобретения, так что их не следует понимать как ограничивающие патентные притязания изобретения, так как настоящее изобретение может иметь и другие не менее эффективные варианты его осуществления.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показан график давления нагнетания на устье скважины (psi) и накопленного объема в функции времени для нагнетательной скважины, который может быть использован для того, чтобы определить, имеет ли зона высокой проницаемости свободный поровый объем.
На фиг.2 показан разрез пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть, который имеет зону, исправленную в соответствии с настоящим изобретением и содержащую пробки из сшитого полимерного геля и пробки из цементного материала (THERMATEK), в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, описанным в Примере, который обсуждается ниже.
На фиг.3 показан график давления (psi) на устье скважины в функции расхода (BWPD, баррелей воды в сутки) при нагнетании, до и после прорыва, а также после обработки, для скважины MPE-33SS, что обсуждается далее касательно Сравнительного Примера.
На фиг.4 показан график давления (psi) на устье скважины в функции расхода (BWPD, баррелей воды в сутки) до и после прорыва, а также после обработки, для скважины MPS-33LS, что обсуждается далее касательно Сравнительного Примера.
На фиг.5 показан разрез пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть (вверх по восстанию пласта), который при помощи методологии анализа, которая обсуждается ниже, определен как имеющий свободный поровый объем ("МВБ") и связанную с ним область ореола, которые требуют исправления с использованием как пробок из сшитого полимерного геля, так и пробок из цементного материала (THERMATEK), в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
На фиг.6 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.5, после исправления свободного порового объема ("МВЕ") в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, то есть за счет использования пробки из цементного материала (THERMATEK). Ранее схватывания цементный материал удерживается на месте при помощи пробки из полимерного геля.
На фиг.7 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.6, причем показано дополнительное исправление области ореола, связанной со свободным поровым объемом ("МВЕ"), в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Область ореола исправлена за счет нагнетания предшественника геля в зону, содержащую область ореола.
На фиг.8 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.7, когда возобновлено заводнение после исправления как свободного порового объема, так и области ореола соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ контроля потока жидкости внутри одной или нескольких зон высокой проницаемости внутри подземного пласта, которые имеют связь со стволом скважины, причем "зоной высокой проницаемости" считают любой канал, который имеет связь со стволом скважины и который имеет существенно более высокую проницаемость для флюидов, чем средняя проницаемость пласта, окружающего скважину. Считают, что имеется зона высокой проницаемости, если связь между такой зоной и стволом скважины приводит к существенному изменению разности давлений забоя между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной (ΔPbh) в течение относительно короткого промежутка времени, например, по меньшей мере 50 psi, а преимущественно по меньшей мере 100 psi, в течение периода времени 12 часов. В самых тяжелых случаях разность давлений ΔPbh может быть меньше чем 200 psi и даже меньше чем 100 psi, так что давление нагнетания воды забоя скважины для нагнетания воды приближается и почти становится равным давлению забоя эксплуатационной скважины. Что касается объема такой зоны (такой, как червоточина), то свободный поровый объем зоны может быть по меньшей мере 10 баррелей на 1000 футов в наиболее тяжелых случаях и составлять всего 0.05 барреля на 1000 футов в самых легких случаях связи по давлению.
В одном из примеров зона высокой проницаемости может иметь одну или несколько трещин или неоднородностей внутри пласта. В другом примере зона высокой проницаемости может иметь одну или несколько пустот (или разрывов) в пласте, окружающем ствол скважины или смежном со стволом скважины, причем пустоты (карманы) могут быть естественного происхождения, однако при добыче тяжелой/вязкой нефти первостепенный интерес представляют собой карманы, которые образуются в ходе добычи углеводородов из скважины. В соответствии с некоторыми специфическими вариантами настоящего изобретения зоны высокой проницаемости содержат червоточины, а именно червоточины, связанные с коллекторами тяжелой нефти, которые возникают за счет использования технологий холодной добычи тяжелой нефти с песком ("CHOPS").
Эти зоны высокой проницаемости в основном содержат свободный поровый объем и также область повышенной проницаемости, связанную со свободным поровым объемом и называемую областью ореола. Полагают, что область ореола содержит пористый, или рыхлый или слабо уплотненный неконсолидированный твердый материал. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением преимущественно позволяет избирательно блокировать червоточины, связанные с холодными эксплуатационными скважинами, которые подверглись прорыву воды и, таким образом, имеют тенденцию к относительному увеличению процентного содержания воды в скважине. Можно полагать, что способ обработки в соответствии с настоящим изобретением преимущественно позволяет фильтровать червоточины, которые подверглись прорыву воды, за счет относительно низкой вязкости воды по сравнению с вязкостью углеводородов, таких как тяжелая нефть. В результате, способ в соответствии с настоящим изобретением особенно хорошо подходит для использования в тех случаях, когда вязкость углеводородов, добываемых из скважины, является относительно высокой, так как такие условия повышают степень преимущественной фильтрации, за счет способа обработки червоточин, которые имеют большую пропорцию воды.
Порода коллектора, окружающая такие червоточины, типично содержит материнскую породу из относительно плотно слежавшегося, но неконсолидированного песка. Тяжелая нефть содержится в этой песчаной материнской породе, причем проницаемость песчаной материнской породы типично намного ниже, чем проницаемость свободного порового объема или области ореола червоточины.
Способ предусматривает проведение последовательной обработки при помощи двух основных операций, одной из которых является введение закупоривающей композиции, которая содержит цементный материал, в зону высокой проницаемости, а второй операцией является введение предшественника геля в зону. Обычно является предпочтительным, чтобы за счет начальной операции введения цементного материала в зону следовала операция введения предшественника геля. Можно полагать, что закупоривающая композиция, которая содержит цементный материал, после схватывания, первично создает пробку внутри свободного порового объема зоны высокой проницаемости, в то время как предшественник геля, после схватывания, создает пробку внутри соответствующей области ореола зоны.
Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением может приводить к обработке, которая создает синергетическую комбинацию пробок или уплотнений и которая является особенно эффективной, например, при контроле связи по давлению и при контроле потока рабочей жидкости между парой нагнетательной и добывающей скважин в операции нагнетания рабочей жидкости, такой как заводнение, которую используют для добычи тяжелой/ вязкой нефти.
Закупоривающие композиции, которые могут быть использованы для практического осуществления настоящего изобретения, содержат цементный материал. Могут быть использованы различные цементные материалы, такие как портландцемент и оксисульфат магния, выпускаемый под торговой маркой MAGNAPLUS фирмой Baker Hughes. Также может быть использован цемент Sorel, который содержит оксихлорид магния.
Однако наиболее полезными являются цементные материалы с быстрым схватыванием, такие как цементы, содержащие оксид магния, а преимущественно оксихлорид магния, такие как описанные в вышеупомянутом патенте США 6,664,215. Аналогичные цементные композиции с быстрым схватыванием раскрыты в патентах США 7,544,641, 7,350,576 и 7,044,222, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Эти материалы выпускаются в промышленном масштабе фирмой Halliburton Energy Services Inc. под торговой маркой THERMATEK.
Особенно предпочтительными являются цементные материалы, которые претерпевают быстрое фазовое превращение из текучего раствора в твердое состояние, такие как описанные в патенте США 6,664,215. Это свойство известно как "схватывание под прямым углом" по причине характерной, идущей под резким углом (близким к "прямому углу") кривой вязкости материала в функции времени схватывания. Такие материалы также могут в основном не оказывать вредного влияния на пласты вокруг зоны высокой проницаемости за счет быстрого схватывания, которое ограничивает миграцию цементного материала в такие пласты. Однако следует иметь в виду, что некоторое проникновение раствора в области, окружающие свободный поровый объем, может быть желательным, чтобы содействовать стабилизации связанной области ореола зоны.
Известно, что различные другие компоненты могут быть добавлены в цементный материал, чтобы повысить его желательные свойства до нагнетания, такие как наполнители, стабилизаторы, катализаторы, утяжелители и упрочнители.
Закупоривающую композицию обычно приготавливают на буровой площадке, как цементный раствор. Обычно, композиция представляет собой водный раствор цементного материала. Композиция может быть приготовлена в цементном агрегате (мешалке), например в таком, которые выпускают фирмы Halliburton, Baker Hughes или Schlumberger. Типичный цементный агрегат содержит резервуар и перемешивающее устройство. Компоненты композиции могут быть перемешаны в периодическом или в непрерывном процессе. Затем раствор цементного материала может быть подан насосом и накачан непосредственно от цементного агрегата в ствол скважины. Могут быть использованы и другие подходящие устройства для перемешивания и нагнетания раствора в ствол скважины. Например, композиция может быть приготовлена в резервуаре подходящего объема, перемешана при помощи соответствующего оборудования и подана насосом и накачана в ствол скважины при помощи трехцилиндрового или двухцилиндрового бурового насоса. Предполагается, что приготовление композиции производят при температуре и давлении окружающей среды. Более низкие температуры увеличивают время достижения внутренней температуры композиции, при которой композиция схватывается, чтобы образовать материал в твердом состоянии.
Предполагается, что закупоривающая композиция может быть введена в нагнетательную скважину и/или в добывающую скважину в зависимости от того, какая из скважин имеет лучший доступ к зоне высокой проницаемости, в том, что касается ориентации скважины, использованного способа заканчивания скважины, а также задачи обработки. Было также обнаружено, что предпочтительным является введение порции вязкого геля, такого как гель с вязкостью значительно выше, чем вязкость описанного ниже предшественника геля, который также используют на практике для осуществления настоящего изобретения, например такого геля, который имеет вязкость по меньшей мере 500 сП или выше, например сшитого геля К-МАХ, выпускаемого фирмой Halliburton Energy Services, как до, так и после нагнетания закупоривающей композиции. Это смещает закупоривающую композицию в пласт и, таким образом, исключает возможность взаимодействия с нагнетательной скважиной и/или с добывающей скважиной, а также помещает пробку из вязкого геля до и после (с двух сторон) закупоривающей композиции, что содействует удержанию закупоривающей композиции на месте в желательном местоположении пласта до схватывания цементного материала. Однако в том случае когда объем подлежащей обработке зоны является относительно небольшим, например около 3 баррелей или меньше, тогда трудно сместить закупоривающую композицию по причине риска выталкивания по меньшей мере ее части из подлежащего обработке пласта.
Типично, после нагнетания в зону высокой проницаемости скважину закрывают (останавливают), при этом закупоривающая композиция застывает за счет геотермального нагревания раствора до температуры схватывания композиции, после чего она претерпевает фазовое превращение от текучего до твердого состояния. В случае использования некоторых цементных материалов, таких как ранее здесь указанный материал THERMATEK, во время схватывания композиция претерпевает экзотермическую реакцию, причем теплота, порожденная в реакции, содействует схватыванию материала. Таким образом, промежуток времени, необходимый для схватывания, зависит от выбранного цементного материала, но обычно 24 часа являются достаточными. При использовании некоторых цементов с быстрым схватыванием, таких как ранее здесь указанный материал THERMATEK, время схватывания может составлять всего 6 часов или меньше.
Как уже было указано здесь выше, способ в соответствии с настоящим изобретением дополнительно предусматривает введение материала предшественника геля в зону высокой проницаемости. Предшественник геля также может быть введен в зону высокой проницаемости через нагнетательную скважину и/или через добывающую скважину в зависимости от того, какая из скважин имеет лучший доступ к зоне высокой проницаемости, в том, что касается ориентации скважины, использованного способа заканчивания скважины, а также задачи обработки.
Материалы предшественника геля, используемые на практике для осуществления настоящего изобретения, могут содержать любой тип системы геля, в том числе широкий диапазон глинистых гелей и химических гелей, или их комбинации, однако в наиболее предпочтительном случае преимущественно используют систему полимерного геля.
Как правило, полимерный предшественник геля содержит полимерный гелеобразующий агент и сшивающий агент. Полимерные предшественники геля, которые используют в соответствии с настоящим изобретением, включают в себя предшественники, описанные в патентах США 7,131,493 и 7,299,882, а также в заявке на патент США 2005/0159319, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Другой полезный полимерный гелевый материал включает в себя полиамидные гели, выпускаемые фирмой Halliburton Energy Services Inc. под торговой маркой H2ZERO, которые подробно описаны в патенте США 7,131,493.
Также полезными в качестве полимерного предшественника геля в соответствии с настоящим изобретением являются предшественники, описанные в патентах США 4,683,949; 5,947,644; 6,186,231; 6,450,260; 7,328,743 и 7,510,011 и в заявке на патент США 2008/0110628, которые включены в данное описание в качестве ссылки, а в частности, гели на основе полиакриламида MARASEAL и MARCH, разработанные фирмой Marathon и выпускаемые фирмой Tiorco LLC. MARCIT гель содержит полиакриламидный гелеобразующий агент с относительно высоким молекулярным весом, в то время как MARASEAL гель содержит полиакриламидный гелеобразующий агент с относительно низким молекулярным весом.
Когда гель должен содержать сшивающий агент, тогда может быть использован любой сшивающий агент, который подходит для использования с выбранным гелеобразующим агентом. В тех вариантах, в которых гель содержит полиакриламидный гель, сшивающий агент может, например, содержать ацетат хрома.
Полимерные предшественники геля для обработки областей ореола типично имеют вязкость от 20 до 100 сП, а в различных вариантах обычно 30-60 сП.
Предшественник геля может дополнительно содержать упрочняющий материал. Упрочняющим материалом может быть любой подходящий твердый упрочняющий материал, такой как натуральные или синтетические частицы или волокна. Упрочняющий материал может содержать песок. Песком может быть добытый песок или это может быть сортовой песчаный продукт. Упрочняющий материал преимущественно содержит относительно мелкие частицы, чтобы свести к минимуму тенденцию осаждения упрочняющего материала снаружи от геля, а преимущественно частицы меньше чем 100 меш.
Предшественник геля может содержать любое количество упрочняющего материала, который, после схватывания, эффективно обеспечивает желательные свойства полученного геля.
В различных вариантах осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением может дополнительно содержать операцию введения некоторого количества вытесняющей жидкости в ствол скважины, а преимущественно в зону высокой проницаемости, чтобы смещать предшественник геля в зону и в направлении удаления от ствола скважины, так что, после схватывания, полученная гелевая пробка не мешает последующей работе скважины. Преимущественно вытесняющую жидкость нагнетают в ствол скважины непосредственно после введения предшественника геля в зону высокой проницаемости, так что предшественник геля не имеет возможности "осаждения" в областях, окружающих ствол скважины или поблизости от них. Когда не является необходимым или желательным смещение предшественника геля в направлении удаления от ствола скважины в пласт, тогда операция введения вытесняющей жидкости может быть опущена.
Вытесняющей жидкостью может быть любая жидкость, которая позволяет вытеснять предшественник геля и которая может оставаться в стволе скважины, не мешая его работе, или которая может быть промыта из ствола скважины, такая как вода, спирты (такие, как метиловый спирт), нефтяное топливо, такое как дизельное топливо, и сырая нефть. Преимущественно вытесняющей жидкостью является вода. Предпочтительнее вытесняющей жидкостью является добытая вода или пластовая вода, которую получают из ствола скважины, через который проводят обработку в соответствии с настоящим изобретением, или из другого ствола скважины. В арктических условиях, например на Аляске, где потенциальной проблемой является замерзание воды в стволе скважины рядом с областями вечной мерзлоты, преимущественно используют безводную вытесняющую жидкость или же сначала используют воду в качестве вытесняющей жидкости, а затем переключаются на безводную жидкость, такую как дизельное топливо, чтобы поддерживать гидростатический напор в стволе скважины во время закрывания скважины, когда гель схватывается.
После введения предшественника геля в зону способ дополнительно предусматривает закрывание (остановку) скважины после обработки на некоторый период времени для схватывания (гелеобразования) предшественника геля. Период времени схватывания обычно составляет 24 часа или больше.
Оценка степени связи по давлению.
Существуют различные технологии, которые могут быть использованы для оценки степени (опасности) связи по давлению и получения указаний относительно того, какие проектные объемы обработки и какую методологию исправления следует использовать.
Проверка при помощи индикатора.
За счет введения красного красителя, флуоресцеина, или другого растворимого в воде визуального индикатора в нагнетательную скважину, визуального обнаружения присутствия индикатора в добытых жидкостях из добывающей скважины и после этого за счет отбора образцов добытых жидкостей из добывающей скважины можно определить размер (объем) обработки для восстановления. Когда имеется зона высокой проницаемости, типичное время распространения от перфораций обсадной колонны нагнетательной скважины в перфорации обсадной колонны добывающей скважины составляет от 20 до 40 минут. Это связано с введением объема 15-40 баррелей воды при расстоянии между скважинами от 1,000 до 1,400 футов. За счет добавления в рабочую жидкость растворимого химического агента, такого как растворимая в воде соль, например около 1 фунта сульфата магния (английская соль - MgSO4·7H2O) на баррель раствора индикатора (в соль добавляют красный краситель, флуоресцеин или другие растворимые в воде визуальные индикаторы) - можно количественно определить фракцию, которая перемещается за счет зоны высокой проницаемости. Таким образом, как только красный краситель, флуоресцеин или другой визуальный индикатор будет обнаружен в добытой жидкости, можно периодически отбирать пробы для количественной оценки фракции индикатора, которая в этот момент проходит через зону высокой проницаемости. Умножение введенного объема воды, требующегося для перемещения индикатора из перфораций нагнетательной скважины в перфорации добывающей скважины, на фракцию индикатора, которая в этот момент добыта из добывающей скважины, дает оценку объема обработки.
Разность давлений забоя между нагнетательной и добывающей скважинами
Оценка связности нагнетательной скважины и добывающей скважины становится возможной, если имеется градиент разности давлений забоя нагнетательной скважины и добывающей скважины (при одинаковом отсчете). Были сделаны следующие допущения: 1) вся нагнетаемая жидкость поступает в зону высокой проницаемости (в червоточину) у нагнетательной скважины; 2) зона (червоточина) имеет ориентировочную конфигурацию в виде цилиндра с областями, которые позволяют рабочей жидкости просачиваться в окружающий пласт (как из шланга с течью); 3) зона (цилиндрической формы) разделена на множество секций для расчета потери напора на трение потока внутри зоны; 4) утечка каждой секции пропорциональна разности давлений между давлением коллектора и давлением в секции зоны; 5) режим течения для каждой секции определяется числом Рейнольдса; 6) падение давления через каждый сегмент червоточины вычисляют для средних параметров этой секции; и 7) фракция индикатора, которая получена за счет добывающей скважины, представляет собой фракцию введенной воды непосредственно при прорыве. При указанных допущениях и с использованием стандартных расчетов можно произвести оценку эквивалентного диаметра зоны, который соответствует фактическим данным нагнетания и добычи, и за счет этого получить оценку эквивалентного объема зоны (червоточины) между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.
Сравнение двух вычислений размера зоны (за счет проверки при помощи индикатора и за счет разностей давлений нагнетания в забой, что описано здесь выше) дает руководство для классификации обработки.
Проверка интерференции
Уже известен анализ коллектора, при котором нагнетают воду в нагнетательную скважину и затем контролируют характеристику давления в добывающей скважине. Проверка интерференции скважин за счет давления описана в книге John Lee Well Testins. Chapter 6, pps.89-99 (1982 Soc. Of Pet. Eng., AIME). Эту проверку преимущественно осуществляют, когда добывающая скважина остановлена. Нагнетательная скважина работает в пульсирующем режиме (период нагнетания сменяется периодом остановки (закрывания), при этом контролируют результирующее изменение коллекторного давления в добывающей скважине. Обычно, сжимаемость системы считают почти равной сжимаемости воды при 3е-6 vol/vol/psi. Предполагая, что давление передается главным образом в водной фазе и что сжимаемость воды равна 3е-6 vol/vol/psi, определяют при помощи известных вычислений эффективную проницаемость между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и расстояние, на которое давление передается через матричную породу коллектора. Обычно, если нагнетательная скважина поддерживает давление нагнетания, то скважины имеют расчетное расстояние перемещения волны давления через породу коллектора, которое близко к расстоянию между скважинами. Однако для многих скважин расстояние перемещения волны давления через коллектор будет значительно меньше. Этот анализ дает два вида данных:
Во-первых, суровость МВБ (когда КН, измеренный при проверке интерференции, больше, чем КН коллектора).
Во-вторых, расстояние, которое проходит волна давления через матричную породу коллектора. Когда расстояние прохода через матричную породу меньше, чем расстояние между скважинами, тогда можно предположить, что волна давления проходит через карман в червоточине или МВЕ и/или трещину, созданную за счет нагнетательной скважины.
Определение длины разрыва
Формулы для прогнозирования длины гидравлического разрыва, которые приведены в статье Slevinsky "Model for Analysis of Injection Well Thermal Fractures" SPE 77568 (Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, Texas 29 Sept. - 02 Oct. 2002), позволяют произвести оценку верхнего и нижнего пределов длины в соответствии с приведенными ниже уравнениями, которые более полно приведены в этой статье:
где:
L=длина разрыва в метрах (м);
q=расход флюида (который считают постоянным), м3 в день;
t=время нагнетания, дни;
Н=высота разрыва в метрах (м);
ΔР=Рзабоя-Рколлектора (кПа);
µ=вязкость нагнетаемой жидкости в сантипуазах (сП);
Fd=степень повреждения за счет трещин (keff/k);
К=проницаемость пласта для нагнетаемой жидкости, в миллидарси (мД);
Q=накопленная добыча, м3.
Fd представляет собой степень повреждения, а другие параметры в уравнениях определены в указанной выше статье. Типично, анализ данных нагнетания показывает, что трещина растет на некоторое расстояние, после чего рост трещины прекращается. Обычно уменьшение или прекращение роста трещины часто связано с увеличением дебита воды и/или обводненности в смещенной эксплуатационной скважине. За счет изменения значения величины Fd можно подбирать расстояние между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной, которое приводит к прекращению роста трещины.
В действительности можно полагать (не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией), что при заводнении вязкой нефти создается не трещина, а язык воды в вязкой нефти. Fd в этом случае не является коэффициентом повреждения за счет трещин, а коэффициентом просачивания воды из языка воды в вязкую нефть. Когда язык воды достигает максимального роста, тогда пара скважин становится кандидатом для обработки.
Характеристики соединения
Важным фактором при проектировании соответствующей обработки является оценка того, имеет ли соединение "карман" между скважиной для нагнетания воды и нефтяной эксплуатационной скважиной, а также оценка объема зоны, подлежащей обработке, как уже было указано здесь выше. Как часть диагностики до проведения обработки порции сшитого полимерного геля могут быть введены в скважину, после чего производят контроль характеристики результирующего давления забоя. Характеристика давления, когда индикатор из сшитого геля покидает ствол скважины, дает индикацию о том, находится ли поток снаружи от колонны в матричной породе коллектора или находится в кармане, который был создан внутри коллектора. Если поток находится в кармане, то давление нагнетания резко падает, когда сшитый полимерный гель покидает колонну и проникает в пласт. Однако если поток в первую очередь находится в матричной породе пласта, то гель будут сдвигаться за счет пласта, что будет приводить к медленному снижению давления или, может быть, к повышению давления, пока давление не начнет падать, причем давление постепенно снижается, когда давление геля рассеивается в пласте и на расстоянии от ствола скважины.
На фиг.1 показан график давления нагнетания (psi) у устья скважины и накопленного объема в функции времени, который иллюстрирует вышеприведенный анализ для нагнетательной скважины (MPS-33SS), обсуждавшийся в Сравнительном Примере, когда создается связь по давлению и связанный с этим высокий водонефтяной фактор и снижение добычи углеводорода. Данные относительно нагнетания могут быть использованы для анализа того, имеет ли зона высокой проницаемости свободный поровый объем, а индикатор и разность давлений забоя между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной могут быть использованы для количественного определения объема обработки, как уже было описано здесь выше. Первая с левой стороны на фиг.1 вертикальная штриховая линия показывает точку, в которой сшитый полиакриламидный гель первоначально нагнетают в скважину; следующая вертикальная штриховая линия показывает точку, в которой гель заполняет лифтовую колонну скважины (объем лифтовой колонны составляет 22.4 барреля) и находится у перфораций, ведущих в пласт; а третья вертикальная штриховая линия показывает точку, в которой гель прошел через перфорации и в пласт (добавленный объем индикатора составляет 7.8 барреля). Кривая с ромбиками показывает характеристику давления в случае существования свободного порового объема в скважине MPS-33SS, в то время как штриховая кривая показывает ожидаемую характеристику давления в случае наличия области ореола и отсутствия свободного порового объема. В этом примере фактические данные для кривой давления показывают, что скважина имеет зону высокой проницаемости со свободным поровым объемом в ней. Таким образом, она является кандидатом для проведения обработки в соответствии с настоящим изобретением.
Примеры осуществления изобретения
Далее настоящее изобретение будут проиллюстрировано приведенными ниже Примером и Сравнительным Примером.
Сравнительный Пример - Нагнетание только цементного материал (ТК2)
В этом Сравнительном Примере обработка зоны высокой проницаемости направлена только на заполнение того, что полагают свободным поровым объемом зоны высокой проницаемости. Две пары нагнетательных скважин/добывающих скважин идентифицированы как имеющие связанные с МВЕ катастрофические проблемы и как возможные кандидаты на исправление MBEs. Парами скважин являются скважины MPS-33LS-MPS-25 в месторождении А и скважины MPS-33SS-MPS-23 в месторождении В. До проведения обработки эксплуатационные скважины имеют обводненность почти 100%.
В соответствии с описанной здесь выше проверкой при помощи индикатора время прохождения индикатора от нагнетательной скважины к добывающей скважине служит индикацией объема лифтовой колонны от поверхности нагнетательной скважины до перфораций и позволяет определить количество вводимого цементного материала, когда объем свободного порового объема, связанного с МВЕ, является относительно небольшим. Индикатор показывает объем около 23.1 барреля для группы от MPS-33LS до MPS-25 и 42.3 барреля для группы от MPS-33SS до MPS-23, причем просачивание нагнетаемой воды из кармана происходит в обоих случаях, при этом расчет МВЕ дает объем только около 11 баррелей.
Порцию раствора цементного материала быстрого схватывания (THERMATEK, выпускаемого фирмой Halliburton Energy Services Inc.) используют в качестве закупоривающей композиции и вводят в зону через нагнетательные скважины, чтобы закупорить пространство "кармана". Так как цемент тяжелее, чем вода, то порцию вязкого геля (К-МАХ гель с вязкостью около 700 сантипуаз (сП), выпускаемый фирмой Halliburton Energy Services) нагнетают как впереди, так и позади цемента, чтобы удержать его на месте в течение 1-2 часов, что требуется для схватывания цемента. Однако только 1 баррель вязкого геля используют для смещения цемента в пласт, чтобы снизить до минимума вероятность смещения цемента из пласта и в добывающую скважину, и также только 1 баррель вязкого геля оставляют в стволе скважины, чтобы удерживать уровень жидкости от падения после завершения работы, в то время когда скважина остановлена для схватывания цементного материала.
Альтернативно, жидкости, такие как те, которые были использованы в качестве вытесняющей жидкости, как уже было описано здесь выше, могут быть введены в ствол скважины, чтобы поддерживать гидростатический столб жидкости в стволе скважины и за счет этого удерживать уровень жидкости от падения в течение периода остановки (закрытия) скважины. В арктических условиях, в частности на Аляске, где потенциальной проблемой является замерзание воды в стволе скважины рядом с областями вечной мерзлоты, для этой цели также преимущественно используют безводную жидкость или же сначала используют воду, а затем переключаются на безводную жидкость, такую как дизельное топливо, чтобы поддерживать гидростатический столб, пока схватывается закупоривающая композиция.
При осуществлении Сравнительного Примера цементную загрузку также разделяют на две части и нагнетают 1 баррель вязкого геля двумя частями. Это делают для того, чтобы обеспечивать нахождение геля на обеих сторонах цементной пробки, так чтобы цемент удерживался на месте в течение времени, которое требуется для схватывания цемента. Нагнетание этих компонентов обработки и установка результирующих пробок показаны на фиг.2.
После этого две пары скважин возвращают назад в режим добычи. Анализ результатов этого Сравнительного Примера показывает, что установка цементных пробок временно исправляет связь по давлению между парами нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин при обводненности от 50 до 70%, причем по истечении 39 дней для MPS-33-SS и 50 дней для MPS-33LS связь по давлению воды возникает вновь.
В показанной ниже Таблице 1 приведена сводка данных для этого Сравнительного Примера.
Таблица 1 - Данные для Сравнительного Примера
Обработка "кармана" МВЕ цементом THERMATEK® | |||
Нагнетательная скважина: Добывающая скважина: | MPS-33SS | MPS.33LS | |
(MPS-23p) | (MPS-25p) | ||
X/L сшитый гель | Баррели | 2.5 | 2.5 |
Вспененный цемент быстрого схватывания (ПГК1) | Баррели | ||
Чистый цемент быстрого схватывания (ПК1&2} | Баррели | 7.5 | 4.0 |
X/L сшитый гель (ТК2) | Баррели | 1.0 | 1.0 |
Чистый цемент быстрого схватывания (ТК2) | Баррели | 7.5 | 4.0 |
X/L сшитый гель | Баррели | 1.0 | 1.0 |
Вытеснение воды | Баррели | 0.0 | 0.0 |
Падение уровня жидкости | Баррели | 0.0 | 0.0 |
X-L Сшитый гель, оставшийся в стволе скважины | Баррели | 1.0 | 1.0 |
Диагностика размера МВЕ: | |||
Нагнетательный объем (до добывающей скважины) | Баррели | 42.3 | 23.1 |
Коэффициент просачивания | 0.74 | 0.53 | |
(отношение введенной в пласт воды к нагнетаемой воде) | |||
Объем МВБ | Баррели | 11.0 | 10.9 |
Расстояние между нагнетательной и | и Футы | 925 | 1400 |
добывающей скважинами | |||
Объем-Csg до пробки из цемента быстрого | Баррели | 1.0 | 1.0 |
схватывания |
На фиг.3 и 4 показаны характеристики нагнетательных скважин ранее возникновения МВЕ, а также показано, как изменяются характеристики после возникновения МВЕ и как работают скважины после проведения процедуры, описанной в Сравнительном Примере (после ТК2).
Пример - Исправление зоны высокой проницаемости с использованием комбинации обработок цементом и гелем
Процедуру Сравнительного Примера по существу повторяют, чтобы установить цементные пробки в свободный поровый объем зоны высокой проницаемости в двух парах нагнетательных скважин и добывающих скважин. После обработки цементные пробки устанавливают в зону по существу так, как это показано на фиг.2. Можно полагать, что эта операция по существу заглушает (закупоривает) связь по давлению между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами через свободный поровый объем зоны.
Несмотря на то что установка цементных пробок приводит к некоторому положительному результату, связь по давлению между парами нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин вновь появляется после относительно короткого периода времени 39 и 50 дней соответственно для двух пар скважин, как это указано в Сравнительном Примере. Вновь проводят проверку с использованием индикатора в виде красного красителя для пар нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин вместе с проверкой интерференции за счет давления, которые подтверждают, что существует связанная область ореола, которая также является источником связи по давлению.
Таким образом, после установки цементных пробок проводят дополнительную операцию введения предшественника геля в зону, причем эта операция направлена на закупорку соответствующей области ореола, которая, как полагают, имеется в зоне рядом с бывшим и свободным поровым объемом, который теперь закупорен при помощи цементных пробок. Полиамидный предшественник геля - H2ZERO® систему геля фирмы Halliburton - используют для установки полимерной гелевой пробки в области ореола после схватывания полиамидного предшественника геля. Воду нагнетают как вытесняющую жидкость, чтобы сместить предшественник геля в зону и избежать потенциальной интерференции полученной гелевой пробки со стволом скважины и с последующей работой скважины.
После проведения обработки скважины переводят назад в режим добычи и связь по давлению исправляют при обводненности от 50% до 70%, что продолжается в течение года.
На фиг.5-8 показаны дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения, где показаны различные этапы, начиная от первоначальной оценки проблемы пласта (фиг.5), а затем исправления МВЕ (в ориентации вверх по восстанию пласта), как это показано на фиг.6, исправления соответствующего ореола (фиг.7) и, наконец, возврат нагнетательной скважины назад к режиму нормального нагнетания (фиг.8).
Таким образом, следующая процедура позволяет очертить контуры варианта осуществления настоящего изобретения, который может быть использован для исправления связи по давлению зоны высокой проницаемости, которая содержит как свободный поровый объем, так и область ореола.
Оценка суровости МВБ с использованием следующих операций.
Проверка взаимного влияния пары нагнетательная скважина - добывающая скважина.
Определение КН пары нагнетательная скважина - добывающая скважина.
Определение степени потока в матричной породе.
Проверка с использованием растворимого в воде индикатора и растворимого соединения (такого, как сульфат магния), чтобы количественно определить объем зоны, подлежащей обработке.
Определение времени прохождения между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и связанных с этим введенных объемов, а также определение фракции индикатора, который совершил прорыв в добывающую скважину по истечении двух дней.
Определение разности давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя добывающей скважины, чтобы произвести оценку объема зоны, подлежащей обработке. Сравнение полученной оценки с оценкой, полученной при помощи индикатора, и корректировка оценки в случае необходимости.
Использование времени прохождения и связанных с ним объемов и фракции индикатора за счет прорыва, чтобы задать характеристики следующей стадии обработки.
Введение порций сшитого геля, чтобы произвести:
определение объема лифтовой колонны;
определение того, находится ли свободный поровый объем на задней стороне нагнетательной скважины.
Стадия обработки 1: Введение порций цементного материала, чтобы образовать пробку, которая блокирует свободный поровый объем.
Повторение описанной здесь выше диагностики для получения характеристик области ореола.
Стадия 2 обработки: Введение порций предшественника геля, чтобы разместить гелевую пробку для исправления области ореола.
Смещение порций предшественника геля при помощи вытесняющей жидкости (воды), чтобы избежать помех и сохранить возможность нагнетания в скважину после обработки.
Несмотря на то что были описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки формулы изобретения.
Claims (40)
1. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины , имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение предшественника геля в зону; и
создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение предшественника геля в зону; и
создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
2. Способ по п. 1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.
3. Способ по п. 1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину.
4. Способ по п. 1, который дополнительно предусматривает введение вытесняющей жидкости в зону, чтобы смещать предшественник геля в зону.
5. Способ по п. 1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.
6. Способ по п. 1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину.
7. Способ по п. 4, в котором вытесняющую жидкость выбирают из группы, в которую входят вода, спирты, топочный мазут и сырая нефть.
8. Способ по п. 4, в котором вытесняющая жидкость представляет собой воду.
9. Способ по п. 1, в котором предшественник геля представляет собой химический гель.
10. Способ по п. 1, в котором предшественник геля представляет собой полимерный гель.
11. Способ по п. 10, в котором полимерный гель представляет собой полиамид.
12. Способ по п. 10, в котором полимерный гель представляет собой гель, полученный за счет использования H2ZERO предшественника геля.
13. Способ по п. 10, в котором полимерный гель содержит полиакриламид.
14. Способ по п. 10, в котором полимерный гель содержит сшитый полиакриламид.
15. Способ по п. 14, в котором полимерный гель сшит ацетатом хрома.
16. Способ по п. 10, в котором полимерный гель выбирают из группы, в которую входят гель MARCIT® и гель MARA-SEAL®.
17. Способ по п. 10, в котором предшественник геля имеет вязкость от 20 до 100 сантипуаз (сП).
18. Способ по п. 10, в котором предшественник геля имеет вязкость от 30 до 60 сантипуаз (сП).
19. Способ по п. 1, в котором раствор представляет собой водный раствор.
20. Способ по п. 1, в котором цементный материал содержит оксид магния.
21. Способ по п. 1, в котором цементный материал содержит оксихлорид магния.
22. Способ по п. 21, в котором раствор содержит от 30 до 70% по весу оксихлорида магния и от 70 до 30% по весу воды.
23. Способ по п. 21, в котором цементный материал представляет собой THERMATEK® порошок.
24. Способ по п. 1, в котором рабочей жидкостью является вода.
25. Способ по п. 1, в котором зона содержит червоточину, возникшую за счет холодного процесса добычи.
26. Способ по п. 1, в котором холодный процесс добычи представляет собой CHOPS процесс.
27. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть, чтобы задержать прорыв воды из скважины для нагнетания воды, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола внутри зоны, образованные за счет добычи тяжелой/вязкой нефти через эксплуатационную скважину, так что зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, содержащей раствор цементного материала, который может быть закачан в зону и подземный пласт;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного плата в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;
введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;
создание условий для схватывания полимерного предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, содержащей раствор цементного материала, который может быть закачан в зону и подземный пласт;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного плата в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;
введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;
создание условий для схватывания полимерного предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
28. Способ по п. 27, в котором вытесняющую жидкость выбирают из группы, в которую входят вода, спирты, топочный мазут и сырая нефть.
29. Способ по п. 27, в котором вытесняющей жидкостью является вода.
30. Способ по п. 27, в котором полимерный гель содержит полиамид.
31. Способ по п. 27, в котором полимерный гель содержит гель, полученный из H2ZERO предшественника геля.
32. Способ по п. 27, в котором полимерный гель содержит полиакриламид.
33. Способ по п. 27, в котором полимерный гель выбирают из группы, в которую входят гель MARCIT® и гель MARA-SEAL®.
34. Способ по п. 27, в котором предшественник геля имеет вязкость от 30 до 60 сантипуаз (сП).
35. Способ по п. 27, в котором раствор представляет собой водный раствор.
36. Способ по п. 27, в котором цементный материал содержит оксихлорид магния.
37. Способ по п. 36, в котором раствор содержит от 30 до 70% по весу оксихлорида магния и от 70 до 30% по весу воды.
38. Способ по п. 27, в котором цементный материал представляет собой THERMATEK® порошок.
39. Способ по п. 27, в котором зона содержит червоточину, возникшую за счет холодного процесса добычи.
40. Способ по п. 27, в котором процесс холодной добычи представляет собой CHOPS процесс.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US23044309P | 2009-07-31 | 2009-07-31 | |
US61/230,443 | 2009-07-31 | ||
PCT/US2010/043730 WO2011014666A1 (en) | 2009-07-31 | 2010-07-29 | Method to control driving fluid breakthrough during production of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012103925A RU2012103925A (ru) | 2013-09-10 |
RU2550623C2 true RU2550623C2 (ru) | 2015-05-10 |
Family
ID=42805259
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012103925/03A RU2550623C2 (ru) | 2009-07-31 | 2010-07-29 | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8453733B2 (ru) |
EP (1) | EP2459671A1 (ru) |
BR (1) | BR112012001802A2 (ru) |
CA (1) | CA2768936A1 (ru) |
MX (1) | MX2012001353A (ru) |
RU (1) | RU2550623C2 (ru) |
WO (1) | WO2011014666A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2515411B (en) * | 2009-10-09 | 2015-06-10 | Senergy Holdings Ltd | Well simulation |
US20130146288A1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-06-13 | David Randolph Smith | Method and apparatus to increase recovery of hydrocarbons |
WO2014143531A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | The Regents Of The University Of California | Microbial concretion as a method for controlling wormhole events during oil recovery from unconsolidated matrices |
US9482079B2 (en) * | 2013-08-30 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining acid injection treatment parameters |
CN104212422B (zh) * | 2014-08-08 | 2017-02-08 | 左青山 | 一种稠油低成本改性粘土类堵水剂及使用方法 |
CN105569605B (zh) * | 2015-12-15 | 2018-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低渗透裂缝型油藏油井化学堵水成功率的方法 |
WO2018013079A1 (en) * | 2016-07-11 | 2018-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Treatment methods for water or gas reduction in hydrocarbon production wells |
WO2019055000A1 (en) | 2017-09-13 | 2019-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | METHOD FOR ENHANCING CONFORMITY APPLICATIONS |
EP3456696B1 (de) * | 2017-09-18 | 2024-06-05 | PCT Chemie GmbH | Verfahren zum nachweis einer additivzusammensetzun |
CN107575207B (zh) * | 2017-10-19 | 2020-05-05 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种预测油田水驱波及半径的方法 |
CN107699218A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-02-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 复合矿物凝胶封堵体系及其制备方法 |
US11520070B2 (en) * | 2018-02-01 | 2022-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Effective medium theory of acidized carbonate matrix resistivity employed to calculate the apparent geometric parameters of the wormholes |
CN110358513B (zh) * | 2018-03-26 | 2021-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种桥接堵漏浆及其制备方法 |
CN113673909B (zh) * | 2021-09-06 | 2024-03-15 | 淮南矿业(集团)有限责任公司 | 矿井底板承压含水层注浆截留封堵效果评价方法及系统 |
US11946359B2 (en) * | 2022-08-08 | 2024-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Cement slurry marker for identifying flow sources and impaired barriers |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
RU2262584C2 (ru) * | 2003-10-15 | 2005-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО"АНК"Башнефть") | Способ регулирования проницаемости пласта |
RU2283421C1 (ru) * | 2005-11-01 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине |
US7350575B1 (en) * | 2007-01-11 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids |
RU2352766C1 (ru) * | 2007-07-17 | 2009-04-20 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов и состав для его осуществления |
EP1457639B1 (en) * | 2003-03-11 | 2012-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean zone sealing composition |
Family Cites Families (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3014530A (en) * | 1957-08-20 | 1961-12-26 | Harvel Res Corp | Compositions of matter and methods and steps for making and using the same |
US3482634A (en) * | 1968-06-28 | 1969-12-09 | Milchem Inc | Process for sealing porous earth formations by cementing |
US3658129A (en) * | 1970-09-01 | 1972-04-25 | Phillips Petroleum Co | In situ gelation of polymers during waterflooding |
US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
US4834180A (en) * | 1986-10-09 | 1989-05-30 | Mobil Oil Corporation | Amino resins crosslinked polymer gels for permeability profile control |
FR2618846A2 (fr) | 1986-11-25 | 1989-02-03 | Schlumberger Cie Dowell | Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes |
US4730675A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Marathon Oil Company | Plugging an abandoned well with a polymer gel |
US4688639A (en) * | 1986-12-24 | 1987-08-25 | Marathon Oil Company | Polymer gelation process for oil recovery applications |
US4766959A (en) * | 1987-04-13 | 1988-08-30 | Conoco Inc. | Reducing permeability of highly permeable zones in subterranean formations |
US4809781A (en) * | 1988-03-21 | 1989-03-07 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively plugging highly permeable zones in a subterranean formation |
US5181568A (en) * | 1991-09-26 | 1993-01-26 | Halliburton Company | Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations |
US6143699A (en) * | 1996-12-04 | 2000-11-07 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for reducing permeability in a subterranean formation |
US6024167A (en) * | 1997-05-15 | 2000-02-15 | Cyrus A. Irani | Transporting waterflood mobility control agents to high permeability zones |
US5900539A (en) | 1997-07-25 | 1999-05-04 | Alberta Research Council | Device and method for determining rheological quality of non-newtonian liquids |
US5947644A (en) * | 1998-04-03 | 1999-09-07 | Marathon Oil Company | Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall |
US6186231B1 (en) * | 1998-11-20 | 2001-02-13 | Texaco Inc. | Conformance improvement in hydrocarbon bearing underground strata using lignosulfonate-acrylic acid graft copolymer gels |
US6228812B1 (en) * | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
US6664215B1 (en) * | 2000-06-06 | 2003-12-16 | Brian H. Tomlinson | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same |
CA2349998A1 (en) | 2000-06-12 | 2001-12-12 | Bernard Tremblay | Reinforced clay gel |
US6450260B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Sand consolidation with flexible gel system |
US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
AU2003298272A1 (en) * | 2002-11-06 | 2004-06-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting breakthrough of driving fluid via a permeable geological layer into an oil production well |
CA2451641A1 (en) * | 2004-01-09 | 2005-07-09 | Laurie A. Hodgins | Method of placing blocking gel in gas producing formations in order to reduce water influx into the well bore |
US7131493B2 (en) | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
CA2481735A1 (en) | 2004-09-15 | 2006-03-15 | Alberta Science And Research Authority | Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels |
CN101080549A (zh) * | 2004-12-15 | 2007-11-28 | 国际壳牌研究有限公司 | 密封井筒中环形空间的方法 |
GB2427630B (en) * | 2005-06-30 | 2007-11-07 | Schlumberger Holdings | Methods and materials for zonal isolation |
US7544641B2 (en) | 2005-08-17 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations |
US7350576B2 (en) * | 2005-08-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions |
CA2620344C (en) * | 2005-09-23 | 2011-07-12 | Alex Turta | Toe-to-heel waterflooding with progressive blockage of the toe region |
US7694738B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes |
US8132623B2 (en) * | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
US7588081B2 (en) * | 2006-05-17 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method of modifying permeability between injection and production wells |
US7510011B2 (en) | 2006-07-06 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Well servicing methods and systems employing a triggerable filter medium sealing composition |
US8822388B2 (en) * | 2006-11-28 | 2014-09-02 | Spi Technologies Llc | Multi-component aqueous gel solution for control of delayed gelation timing and for resulting gel properties |
US8815785B2 (en) * | 2006-12-29 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilization of surfactant as conformance materials |
EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
CA2700731C (en) * | 2007-10-16 | 2013-03-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid control apparatus and methods for production and injection wells |
WO2010057931A1 (en) * | 2008-11-19 | 2010-05-27 | Mærsk Olie Og Gas A/S | Sealing of thief zones |
-
2010
- 2010-07-29 RU RU2012103925/03A patent/RU2550623C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-07-29 BR BR112012001802A patent/BR112012001802A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-07-29 CA CA2768936A patent/CA2768936A1/en not_active Abandoned
- 2010-07-29 WO PCT/US2010/043730 patent/WO2011014666A1/en active Application Filing
- 2010-07-29 US US12/846,480 patent/US8453733B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-07-29 EP EP10745046A patent/EP2459671A1/en not_active Withdrawn
- 2010-07-29 MX MX2012001353A patent/MX2012001353A/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
EP1457639B1 (en) * | 2003-03-11 | 2012-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean zone sealing composition |
RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
RU2262584C2 (ru) * | 2003-10-15 | 2005-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО"АНК"Башнефть") | Способ регулирования проницаемости пласта |
RU2283421C1 (ru) * | 2005-11-01 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине |
US7350575B1 (en) * | 2007-01-11 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids |
RU2352766C1 (ru) * | 2007-07-17 | 2009-04-20 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов и состав для его осуществления |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2011014666A1 (en) | 2011-02-03 |
US20110024115A1 (en) | 2011-02-03 |
CA2768936A1 (en) | 2011-02-03 |
US8453733B2 (en) | 2013-06-04 |
EP2459671A1 (en) | 2012-06-06 |
MX2012001353A (es) | 2012-02-17 |
RU2012103925A (ru) | 2013-09-10 |
BR112012001802A2 (pt) | 2016-03-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2550623C2 (ru) | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) | |
Bai et al. | Case study on preformed particle gel for in-depth fluid diversion | |
Zaitoun et al. | Water shutoff by relative permeability modifiers: lessons from several field applications | |
US20080047709A1 (en) | Method for Controlling Water Influx Into Wellbores by Blocking High-Permeability Channels | |
US8733441B2 (en) | Sealing of thief zones | |
KR102092891B1 (ko) | 액체 및 기체의 유입을 제한하기 위하여 기질의 투과성을 제한하는 방법 | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
Wei | Evaluation of preformed particle gel as a diverting agent for acidizing | |
US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
Kayumov et al. | Successful implementation of fiber-laden fluid for hydraulic fracturing of jurassic formations in western siberia | |
AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
Mody et al. | Proper application of crosslinked polymer decreases operating costs | |
US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
Mack et al. | Colloidal Dispersion Gels for Improving Volumetric Sweep in Waterfloods-Case Histories | |
Fuhrberg | RP 5 well completion and stimulation | |
AU2017386375A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
AU2017386374A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
Hussein et al. | Chemical EOR | |
AU2017386385A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 13-2015 FOR TAG: (72) |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160730 |