RU2614997C1 - Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах - Google Patents
Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614997C1 RU2614997C1 RU2015157390A RU2015157390A RU2614997C1 RU 2614997 C1 RU2614997 C1 RU 2614997C1 RU 2015157390 A RU2015157390 A RU 2015157390A RU 2015157390 A RU2015157390 A RU 2015157390A RU 2614997 C1 RU2614997 C1 RU 2614997C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- injection
- well
- aqueous
- polyaluminium chloride
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 34
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 19
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 19
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 229910052920 inorganic sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- -1 fresh Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 238000000079 presaturation Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003377 silicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной воды, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам.
Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.03.2010 г., бюл. №7), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия. Указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта. Закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН производят с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта. Давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.
Недостатком известного способа является сложность его исполнения из-за отсутствия промышленного производства гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила.
Известен способ водоизоляции карбонатных коллекторов (патент RU №2166080, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.04.2001 г., бюл. №12), включающий закачку гелеобразующего состава из водорастворимого неорганического сульфата, водорастворимого соединения кремния и воды. В качестве водорастворимого неорганического сульфата состав содержит сульфат алюминия, а в качестве водорастворимого соединения кремния - кремнефтористоводородную кислоту при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
| сульфат алюминия | 4,3-8,7 |
| кремнефтористоводородная кислота | 3,3-6,7 |
| вода | остальное |
Известен способ изоляции вод в скважинах (патент RU №1329240, МПК Е21В 33/138, опубл. 09.08.1995 г., бюл. №22), включающий закачку гидролизованного полиакрилонитрила, добавки и пресной воды. С целью повышения изолирующей способности состава в условиях слабоминерализованных вод и высокопроницаемых коллекторов за счет образования более объемного тампонирующего осадка, в качестве добавки состав содержит силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| гидролизованный полиакрилонитрил | 3-10 |
| силикат натрия | 10-30 |
| вода | остальное. |
Недостатком известных способов является их низкая эффективность в условиях карбонатных коллекторов.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах (патент RU №2487235, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013 г., бюл. №19). Способ включает приготовление и закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, который предварительно готовят из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Реагент закачивают в добывающую скважину и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч.
Недостатком известного способа является низкая стойкость изолирующего состава на основе полиалюминия хлорида и полиакриламида к перепадам давления в условиях трещиноватого пласта.
Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.
Техническая задача решается способом ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающим приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование.
Новым является то, что в изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости скважины, по окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 10-25 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание циклов производится непрерывно, причем при резком возрастании давления закачивание водной суспензии бентонитового глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч.
Реагенты, применяемые в предложении:
- полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с pH=3,5-5, с массовой долей оксида алюминия (Al2O3) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка - не более 0,5%;
- бентонитовый глинопорошок, предназначенный для приготовления и регулирования свойств буровых растворов на водной основе, с массовой долей влаги не более 10%, с остатком на сите №05 после мокрого ситового анализа не более 0% и на сите №0071 - не более 10%;
- вода пресная, сточная или минерализованная хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3.
Сущность предложенного способа заключается в блокировании путей притока воды в трещиноватых карбонатных коллекторах гелем, образующимся из водного раствора полиалюминия хлорида при его контактировании с карбонатным коллектором, и реализуется путем циклической последовательной закачки в изолируемый интервал порций водного раствора полиалюминия хлорида и водной суспензии бентонитового глинопорошка. Требуемое количество циклов в зависимости от приемистости изолируемого интервала установлено опытным путем и представлено в табл. 1.
Для приготовления раствора полиалюминия хлорида и суспензии бентонитового глинопорошка может быть использована пресная, сточная или минерализованная вода хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3. Раствор полиалюминия хлорида и суспензию бентонитового глинопорошка одновременно с приготовлением закачивают в скважину. Закачивание должно производиться непрерывно. На скважине при перемешивании готовят и непрерывно и последовательно закачивают в скважину 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида и суспензию глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3. После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины 10-15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и суспензии бентонитового глинопорошка в зоне изоляции формируется гидроизоляционный экран за счет взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей породы, при этом образуется гель полигидроокиси алюминия, который вместе с суспензией бентонитового глинопорошка уменьшает сечение промытых поровых каналов и трещин. Кроме того, при взаимодействии полиалюминия хлорида с карбонатной породой в порах пласта уменьшается количество воды вследствие ее расхода на образование геля полигидроокиси алюминия, а выделяющийся углекислый газ способствует лучшему смешению реагирующих веществ.
Лабораторными испытаниями установлено, что для гелеобразования полиалюминия хлорида оптимальной является область pH от 3,5 до 5. Количество закачанных циклов водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, а также объемы закачиваемых циклов установлены опытным путем.
После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины нескольких циклов водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3 наиболее проницаемые интервалы пласта, содержащие каверны и трещины, забиваются глинопорошком. Увеличение стойкости изолирующего экрана к перепадам давления достигается суммированием сопротивлений течению воды, создаваемых гелем полигидроокиси алюминия и глинопорошком. Скважину оставляют на реагирование в течение 24-48 ч и запускают в работу.
Эффективность и водоизолирующая способность составов по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога были испытаны на моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором, имитирующих трещиноватый карбонатный пласт с прослойками различной проницаемости (1 и 10 мкм2). Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модели последовательно прокачивают испытуемые составы согласно описанию в формуле изобретения.
Объем закачанных составов равнялся поровому объему моделей пласта. Модели оставляют на гелеобразование, после чего прокачивают воду и определяют давление прорыва воды. Усредненные результаты модельных испытаний водоизолирующей способности предлагаемого способа и наиболее близкого аналога представлены в табл. 2.
По результатам модельных испытаний установлена лучшая изолирующая способность водоизолирующего состава по предлагаемому способу по сравнению с наиболее близким аналогом, которую определяют по величинам давления прорыва воды в моделях через 24 ч и 6 мес, подтверждающих эффективность предлагаемого способа.
Пример практического применения.
Имеется скважина с обсадной колонной диаметром 146 мм, эксплуатирующая карбонатный трещиноватый пласт, интервал перфорации в скважине - 866-869 м. В скважину на глубину 836 м спускают колонну насосно-компрессорных труб с условным диаметром 73 мм. Приемистость пласта составила 30 м3/ч при давлении 10 МПа, удельная приемистость - 3,0 м3/(ч⋅МПа). Проводится закачивание 2-х циклов водного раствора полиалюминия хлорида и водной суспензии бентонитового глинопорошка. Приготовление водного 10%-ного раствора полиалюминия хлорида и водной суспензии бентонитового глинопорошка проводили с использованием установки КУДР-4 (далее - КУДР). Запустили перемешивающее устройство в смесительной емкости КУДР. Подали в емкость установки КУДР воду плотностью 1000 кг/м3 с расходом 10 м3/ч и порошок полиалюминия хлорида с расходом 1,0 т/ч, при этом расход полученного 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида плотностью 1052 кг/м3 составил 10 м3/ч. Подачу порошка полиалюминия хлорида осуществляли из цементосмесительного агрегата (посредством шнеков) на глиноподъемник, а с глиноподъемника - в смесительную емкость. Перемешивающийся в смесительной емкости водный раствор полиалюминия хлорида непрерывно откачивался в скважину, таким образом в скважину закачали 10 м3 водного раствора полиалюминия хлорида. Далее начали приготовление и закачивание водной суспензии бентонитового глинопорошка. Запустили перемешивающее устройство в смесительной емкости КУДР. Начали подавать в емкость установки КУДР воду плотностью 1090 кг/м3 с расходом 8,8 м3/ч и бентонитовый глинопорошок с расходом 2,85 т/ч. Расход водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1245 кг/м3 составил 10 м3/ч. Подачу глинопорошка осуществляли из цементосмесительного агрегата (посредством шнеков) на глиноподъемник, а с глиноподъемника в смесительную емкость. Осуществляли периодический контроль плотности водной суспензии бентонитового глинопорошка в смесительной емкости, плотность составила 1245 кг/м3. Перемешивающаяся в смесительной емкости суспензия глинопорошка непрерывно откачивалась в скважину с расходом 10 м3/ч, таким образом в скважину закачали 10 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка. Затем в скважину последовательно закачали 10 м3 водного раствора полиалюминия хлорида и 10 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка. Далее закачали 10 м3 водного раствора полиалюминия хлорида (приготовленные аналогичным способом) и 2,5 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 с целью продавливания закачанных реагентов в пласт. Оставили скважину на реагирование в течение 48 ч. Далее провели контрольную промывку скважины от возможных остатков продуктов структурирования водоизоляционной композиции со спуском колонны насосно-компрессорных труб до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 36%, дебит нефти увеличился в 3 раза.
Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.
Claims (1)
- Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающий приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование, отличающийся тем, что в изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости скважины, по окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 10-25 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание циклов производится непрерывно, причем при резком возрастании давления закачивание водной суспензии бентонитового глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157390A RU2614997C1 (ru) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157390A RU2614997C1 (ru) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2614997C1 true RU2614997C1 (ru) | 2017-04-03 |
Family
ID=58505510
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015157390A RU2614997C1 (ru) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2614997C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710862C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-01-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| RU2030558C1 (ru) * | 1991-07-29 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав для изоляции зон поглощения бурового раствора |
| RU2083799C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-07-10 | Акционерное общество "Татнефтеотдача" | Состав для изоляции высокопроницаемых зон пласта |
| RU2313665C1 (ru) * | 2006-05-15 | 2007-12-27 | Закрытое акционерное общество "Технология-99" | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
-
2015
- 2015-12-31 RU RU2015157390A patent/RU2614997C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| RU2030558C1 (ru) * | 1991-07-29 | 1995-03-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Состав для изоляции зон поглощения бурового раствора |
| RU2083799C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-07-10 | Акционерное общество "Татнефтеотдача" | Состав для изоляции высокопроницаемых зон пласта |
| RU2313665C1 (ru) * | 2006-05-15 | 2007-12-27 | Закрытое акционерное общество "Технология-99" | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710862C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-01-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| US10060244B2 (en) | System and method for hydraulic fracturing with nanoparticles | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| CN108005610A (zh) | 深孔钻探护壁堵漏工艺 | |
| RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2601888C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2382174C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
| RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
| SU1710698A1 (ru) | Способ изол ции вод в карбонатных или карбонизированных пластах | |
| RU2655495C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине | |
| RU2496970C1 (ru) | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах | |
| RU2742090C1 (ru) | Способ закачки бинарных смесей в пласт | |
| RU2283418C2 (ru) | Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ |