RU2632799C1 - Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits - Google Patents
Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632799C1 RU2632799C1 RU2016124584A RU2016124584A RU2632799C1 RU 2632799 C1 RU2632799 C1 RU 2632799C1 RU 2016124584 A RU2016124584 A RU 2016124584A RU 2016124584 A RU2016124584 A RU 2016124584A RU 2632799 C1 RU2632799 C1 RU 2632799C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- composition
- oil
- water
- wells
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 23
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 claims abstract description 13
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 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 abstract description 12
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 28
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- -1 0.4% Chemical compound 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
- 231100000167 toxic agent Toxicity 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 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
-
- 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
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application to limit water inflow into wells in extra-viscous oil fields.
Известен способ ограничения водопритоков в нефтяные скважины суспензией на основе силиката натрия (патент РФ №2235855, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.09.2004 г.). Данный способ включает в себя нагнетание в пласт силиката натрия, при этом в пласт с температурой от 100 до 250°С нагнетают измельченный кристаллический силикат натрия высокой дисперсности с размером частиц 10 мкм и кремнеземистым модулем ниже двух в виде водной суспензии в технической воде, причем указанная суспензия в качестве водоизолирующего материала проникает в нескоагулированном виде глубоко в пласт трещиноватого коллектора.There is a method of limiting water inflow into oil wells with a suspension based on sodium silicate (RF patent No. 2235855, CL EV 33/138, publ. 09/10/2004). This method involves injecting sodium silicate into the formation, while crushed crystalline sodium silicate of high dispersion with a particle size of 10 μm and a siliceous module below two in the form of an aqueous suspension in industrial water is injected into the formation with a temperature of 100 to 250 ° C. the suspension as a water-insulating material penetrates in an uncoagulated form deep into the reservoir of a fractured reservoir.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности регулирования времени структурообразования и прочности системы в пласте из-за отсутствия в ней сшивателя. Кроме того, применение в составе суспензии только силиката натрия при высоких температурах приведет к разрушению водоизоляционного экрана в краткосрочном временном интервале.The disadvantage of this method is the inability to control the time of structure formation and the strength of the system in the reservoir due to the lack of a crosslinker in it. In addition, the use of only sodium silicate in the suspension at high temperatures will lead to the destruction of the waterproofing screen in the short-term time interval.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент РФ №2473796, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013 г.), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, а горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно-неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, а при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.A known method for the development of deposits of super-viscous oil in a layered heterogeneous reservoir with partial vertical connectivity (RF patent No. 2473796, class E21B 43/24, published January 27, 2013), including drilling a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections of which are located parallel to one another in a vertical plane, heating the stratified inhomogeneous reservoir by pumping coolant (steam) into both wells with the formation of a steam chamber, heating the interwell zone of the stratified inhomogeneous reservoir with good by low flow rate, lower viscosity of super-viscous oil, steam injection into the upper horizontal injection well and production selection from the lower horizontal production well, and horizontal sections of horizontal injection and production wells were drilled in the interval of a layered-heterogeneous reservoir with good vertical communication, and at least two vertical wells drilled in a layered-heterogeneous reservoir in the zones of the beginning and end of horizontal sections and opened in intervals of a layered-heterogeneous of the reservoir with poor vertical communication, and first, steam is injected into both vertical wells to heat the layer-heterogeneous reservoir in areas with poor vertical communication to form a hydrodynamic connection between the vertical wells, after which steam is pumped into one of the vertical wells and from another vertical well products are selected, and when steam breaks into the barrel of a vertical production well, production is reduced by 50% until the flow of gas into the barrel ceases vertically th production well, after which the product selection from a vertical borehole is resumed in the same volume, while reducing injectivity vertical injection well 70% moving to hot water injection.
Недостатком данного способа является низкая эффективность борьбы с прорывами пара только регулированием технологических режимов отбора продукции из вертикальной скважины, а также заменой прогревающего и вытесняющего агента для нагнетательной скважины без водоизоляционных мероприятий, повторение данных осложнений в процессе разработки месторождения в более сложном виде, а также рост обводненности добываемой продукции и снижение объемов извлекаемой сверхвязкой нефти.The disadvantage of this method is the low efficiency of combating steam breakthroughs only by regulating technological modes of product selection from a vertical well, as well as replacing a heating and displacing agent for an injection well without waterproofing measures, the repetition of these complications during the development of the field in a more complex form, as well as increased water cut extracted products and a decrease in the amount of extra-viscous oil recovered.
Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2508446, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. При этом перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб, выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтаноламина и воды.A known method for the development of layer-by-layer heterogeneous oil fields (RF patent No. 2508446, class ЕВВ 43/22, published on December 27, 2014), including pumping a working agent through injection wells, oil selection through production wells, injection into injection or production wells when watering producing wells of an insulating agent based on sodium silicate and acid, holding the wells for 24 hours and putting them into operation. In this case, before the insulating agent is injected into the formation, a rim of fresh water is pumped in a volume that ensures that the formation water does not mix with the insulating agent until it is gelled, but not less than one volume of tubing, exposure is carried out after the agent is pressed into the reservoir, and as an insulating the agent uses a gelling composition consisting of sodium silicate, sulfamic acid, chromium acetate, monoethanolamine and water.
Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за значительной вязкости исходной композиции и высокой пластовой температуры на месторождениях сверхвязкой нефти в связи с закачкой пара, низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой устойчивости водоизоляционных экранов на основе силиката натрия при высоких пластовых температурах 120-250°С. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.The disadvantage of this method is the difficulty of pumping and punching into the formation of this composition due to the significant viscosity of the initial composition and the high reservoir temperature in the deposits of super-viscous oil due to steam injection, low technological effect of the event due to the poor stability of sodium silicate-based waterproofing screens at high reservoir temperatures of 120-250 ° C. In addition, sulfamic acid is a toxic substance and requires special safety measures when handling this substance.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент РФ №2531412, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.10.2014 г.), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, причем прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти.A known method for the development of deposits of extra-viscous oil (RF patent No. 2531412, class ЕВВ 43/24, published on October 20, 2014), including drilling a pair of horizontal upper injection and lower producing wells, the horizontal sections of which are placed parallel to one another in a vertical plane , heating the formation by injecting steam into both wells with the formation of a steam chamber, heating the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of super-viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and taking products from the lower horizontal surrounding wells, and the formation is heated by injecting steam into both wells until the vapor-oil ratio is stabilized, after which three modes of development of a super-viscous oil deposit are used in turn.
Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.The first mode includes injecting steam into the injection well and holding it in the formation for 48-72 hours, the second mode includes injecting propylene glycol into the production well at the rate of 5 m 3 per 100 m of the horizontal section of the producing well with a core content of at least 98% with exposure in the reservoir for 12-24 hours and the simultaneous circulation of water vapor in the injection well, the third mode involves the production of highly viscous oil from the producing well to increase the vapor-oil ratio by 1.5 times.
Недостатком данного способа является необходимость повторения трех режимов разработки залежи, особенно второго режима с закачкой пропиленгликоля для снижения содержания конденсата и связанной воды, что ведет к снижению объемов отбора нефти из-за необходимости остановки эксплуатации скважин для технологических мероприятий, а также повышению себестоимости добываемого углеводородного сырья из-за затрат на периодическое использование пропиленгликоля.The disadvantage of this method is the need to repeat the three modes of reservoir development, especially the second mode with the injection of propylene glycol to reduce the content of condensate and bound water, which leads to a decrease in oil withdrawal due to the need to stop the operation of wells for technological measures, as well as to increase the cost of produced hydrocarbon raw materials due to the cost of periodic use of propylene glycol.
Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.A known method of aligning the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow into production wells (RF patent No. 2456439, class EV 43/22, publ. 20.07.2012), adopted as a prototype. This method includes the injection into production or injection oil wells of a water-proofing composition based on sodium silicate and chromium acetate, forcing this composition into the formation and holding a technological pause. In this case, before the finished composition is injected into the wells, a rim of fresh water is pumped, the induction period of the gel-forming composition at the formation temperature is set to 6-10 hours, and the technological pause is selected from 24 to 36 hours.
Недостатком данного способа является низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой устойчивости водоизоляционных экранов на основе силиката натрия при высоких пластовых температурах 120-250°С, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.The disadvantage of this method is the low technological effect of the event due to the poor stability of water-resistant screens based on sodium silicate at high formation temperatures of 120-250 ° C, which will lead to a decrease in the efficiency of repair and insulation works.
Технической задачей изобретения является повышение устойчивости водоизоляционных экранов при высоких пластовых температурах 120-250°С, повышение коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта закачкой пара и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков, повышение технологического эффекта от проведенного мероприятия и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.An object of the invention is to increase the stability of waterproofing screens at high reservoir temperatures of 120-250 ° C, increase the oil recovery coefficient by increasing the coverage coefficient of the formation by steam injection and connecting oil-saturated low-permeability layers, increasing the technological effect of the event and reducing energy costs by reducing the induction period of gelation .
Поставленная техническая задача решается способом ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - водной композиции силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.The stated technical problem is solved by the method of limiting water inflow into wells in super-viscous oil fields, including the injection of a gel-forming composition into the formation — an aqueous composition of sodium silicate and chromium acetate, forcing this composition into the formation and a technological break.
Новым является то, что указанная композиция дополнительно содержит силикат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:New is that this composition additionally contains potassium silicate in the following ratio of components, wt. %:
при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов. Затем скважину запускают в эксплуатацию и начинают закачку пара.in this case, after injection of the waterproofing composition after 1.5-3 hours, an alkali solution is pumped to restore the permeability of the oil-saturated intervals, the induction period of the gel-forming composition at reservoir temperature is set to 3-6 hours, and a technological pause of 15-25 hours is selected. Then the well is put into operation and steam injection is started.
При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,4% мас. и добавки силиката калия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,1% мас. образования геля добиться не удается. Использование суммарной концентрации силиката натрия и калия, превышающей 9%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей и одновременно требует значительного увеличения концентрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.When using sodium silicate (gelling agent) in a concentration of less than 0.4% wt. and potassium silicate additives (gelling agent) at a concentration of less than 0.1% wt. gel formation fails. Using a total concentration of sodium and potassium silicate in excess of 9% leads to the formation of extremely strong gels and at the same time requires a significant increase in the concentration of chromium acetate, which leads to a significant increase in the cost of the composition to limit water inflow. Received experimentally.
При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,4 мас. % не удается добиться образования геля даже при применении добавки силиката калия. При концентрациях выше 1,5% и добавке силиката калия образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в продуктивный интервал при высоких значениях пластовой температуры. Получено экспериментально.At concentrations of chromium acetate (hardener) less than 0.4 wt. % it is not possible to achieve gel formation even when using potassium silicate additive. At concentrations above 1.5% and the addition of potassium silicate, gel formation occurs extremely quickly, which does not allow satisfactorily pumping it into the production interval at high reservoir temperatures. Received experimentally.
Применение силиката калия связано с устойчивостью получаемого водоизоляционного экрана к высоким температурам более 120°С в сравнении с силикатом натрия в длительном временном интервале. Однако, согласно результатам экспериментальных исследований и в связи с более высокой стоимостью силиката калия в сравнении с силикатом натрия, предлагается совместное применение данных композиций при высоких пластовых температурах. Изменением концентрации ацетата хрома регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.The use of potassium silicate is associated with the stability of the resulting waterproofing screen to high temperatures of more than 120 ° C in comparison with sodium silicate in a long time interval. However, according to the results of experimental studies and due to the higher cost of potassium silicate in comparison with sodium silicate, it is proposed to use these compositions at high formation temperatures. A change in the concentration of chromium acetate regulates the gelation time of the composition over a wide range.
Описываемый способ поясняется графическими материалами, гдеThe described method is illustrated in graphic materials, where
- на фиг. 1 представлен график содержания силиката калия в составе композиции от общего количества силикатов, определяемого в зависимости от пластовой температуры;- in FIG. 1 shows a graph of the content of potassium silicate in the composition of the composition of the total amount of silicates, determined depending on the reservoir temperature;
- на фиг. 2 - таблица рекомендуемых характеристик водоизоляционного состава в зависимости от приемистости скважины.- in FIG. 2 - table of recommended characteristics of the waterproofing composition depending on the injectivity of the well.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Останавливают закачку пара на участке залежи, в области которой планируется обработка призабойной зоны скважины водоизоляционным составом. Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляют определение интервалов водопритока в добывающих скважинах, а также исследование профилей приемистости и термометрии в нагнетательных скважинах для последующих работ по водоизоляции.They stop the injection of steam at the site of the reservoir, in the area of which it is planned to treat the bottom-hole zone of the well with a waterproofing composition. Specialized field-geophysical methods determine the intervals of water inflow in producing wells, as well as the study of injectivity and thermometry profiles in injection wells for subsequent works on waterproofing.
До интервала обработки устанавливают башмак насосно-компрессорных труб. Производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме. Проводят промывку призабойной зоны обрабатываемого интервала пресной водой в количестве 3-5 объемов продуктивной части ствола для охлаждения области дренирования скважины ниже 100°С для хорошей прокачки водоизоляционного состава.Prior to the processing interval, a tubing shoe is installed. The wells are being pressure tested to a pressure that is 20% higher than the expected injection pressure of the waterproofing composition. Determine the injectivity of the well in water at steady state. The bottom-hole zone of the treated interval is washed with fresh water in an amount of 3-5 volumes of the productive part of the well to cool the well drainage area below 100 ° C for good pumping of the waterproofing composition.
Рассчитывают необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами.Calculate the required volume of waterproofing composition from the calculation of 1-3 pore volumes of the bottomhole formation zone. Before pumping the composition, a rim of fresh water is pumped into the bottom-hole zone of the formation in a volume of 1.0-1.5 pore volumes to prevent premature precipitation due to the reaction of sodium silicate with mineralized formation waters.
Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности: к требуемому объему пресной воды добавляют раствор ацетата хрома (в виде 50-55% раствора), к полученному раствору вводят небольшими порциями силикат натрия и калия. В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.The preparation of the composition under field conditions is carried out in the following sequence: a solution of chromium acetate (in the form of a 50-55% solution) is added to the required volume of fresh water, and sodium silicate and potassium are added in small portions to the resulting solution. In field conditions, the preparation of the composition can be carried out in a special tank with a circular circulation of liquid or directly in the tank of the cementing apparatus.
Далее осуществляют закачку водоизоляционного состава. При закачке состав, в связи с гидродинамической селективностью, в первую очередь поступает в более проницаемые промытые паром пропластки. Затем состав продавливают в пласт в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая вязкость композиции (2-15 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.Next, carry out the injection of a waterproofing composition. When injected, the composition, due to hydrodynamic selectivity, primarily enters the more permeable steam-washed interlayers. Then the composition is pressed into the reservoir in the volume of tubing + 0.5-1 m 3 . To prevent the formation of technogenic cracks, the waterproofing composition is pressed into the reservoir with fresh water with a flow rate not exceeding 80-90% of the normal well injectivity. The low viscosity of the composition (2-15 mPa⋅s) until the end of the induction period of gelation contributes to easy pumping into the reservoir and the creation of an extensive waterproofing screen.
После продавливания водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают технологическую паузу в течение 1,5-3 часов. По истечении указанного промежутка времени в скважину прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем осуществляют повторную промывку пресной водой ствола скважины. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых паром интервалах продуктивного пласта, что снижает его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступающей в скважину воды, пара и конденсата.After forcing the waterproofing composition into the formation, the wellbore is washed with a solution of fresh water and the technological pause is maintained for 1.5-3 hours. After the specified period of time, a rim of a 10-20% aqueous sodium hydroxide solution is pumped into the well with a volume not exceeding 0.1-0.2 of the pore volume of the bottomhole formation zone to restore the permeability of oil-saturated intervals, then re-flush with fresh water the wellbore. The induction period of the gelling composition at the formation temperature is set to 3-6 hours, and the technological pause is selected with a duration of 15-25 hours. Over the specified period of time, the composition completely switches from a liquid to a gel state and creates a waterproof screen in the steam-washed intervals of the reservoir, which reduces its heterogeneity and thereby evens out the injectivity profile of the injection well or reduces the volume of water, steam and condensate entering the well.
Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного и сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».These provisions are confirmed by the results of filtration experiments carried out under thermobaric conditions, which show a decrease in the permeability of water-saturated and preservation of the filtration characteristics of the oil-saturated core sample. The studies were carried out in accordance with OST 39-235-89 “Oil. A method for determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint filtration. "
Способ иллюстрируется следующим примером.The method is illustrated by the following example.
Пример. Производят операцию по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 200 м3/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составляет 160-180 м3/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивают водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (145 м3 по данным гидродинамических исследований). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, пластовая температура которого равна 170°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий состав, содержащий 1,6% силиката натрия, 0,4%, силиката калия и 0,6% ацетата хрома. При этом индукционный период составляет около 296 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 2230 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу, равную 18 часам.Example. An operation is performed to level the injectivity of the injection well with an injectivity of 200 m 3 / day. The maximum flow rate when injecting a waterproofing composition is 160-180 m 3 / day. To equalize the injectivity profile, the waterproofing composition is pumped in a volume equal to one volume of the bottomhole formation zone (145 m 3 according to hydrodynamic studies). It is necessary to choose a composition for waterproofing the reservoir, the reservoir temperature of which is 170 ° C. For these conditions, a gelling composition containing 1.6% sodium silicate, 0.4%, potassium silicate and 0.6% chromium acetate is selected. Moreover, the induction period is about 296 minutes with a plastic strength of the gel formed equal to 2230 Pa, which is sufficient for effective waterproofing of the flooded interval. Given the low value of the induction period, we can take a sufficient technological pause of 18 hours.
Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующих составов характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.The gelling compositions proposed for implementation are characterized by low corrosion activity. If necessary, these modifications of the gel-forming composition can be effectively destroyed in reservoir conditions using 10-20% sodium hydroxide solutions.
Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения сверхвязкой нефти из пласта за счет водоизоляции (отключения) высокообводненных интервалов пласта, участков скважины ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), обеспечения прогрева нефтенасыщенной части залежи в добывающих скважинах, повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта закачкой пара либо за счет выравнивания интервалов приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов (или пропластков) движения закачиваемого пара, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемого пара при обработке нагнетательных скважин.The technical result is to increase the efficiency of the displacement of extra-viscous oil from the reservoir due to water isolation (shutdown) of the highly watered intervals of the reservoir, well sections below the level of the oil-water contact (WOC), ensuring the heating of the oil-saturated part of the reservoir in production wells, increasing the oil recovery coefficient due to the increase in the coefficient of coverage of the reservoir by steam injection or by aligning the injectivity intervals of injection wells by partially or completely blocking highly washed channels (or layers) the movement of injected steam, the connection of oil-saturated low-permeability layers due to the redistribution of flows of injected steam during the treatment of injection wells.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016124584A RU2632799C1 (en) | 2016-06-20 | 2016-06-20 | Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016124584A RU2632799C1 (en) | 2016-06-20 | 2016-06-20 | Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2632799C1 true RU2632799C1 (en) | 2017-10-09 |
Family
ID=60040992
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016124584A RU2632799C1 (en) | 2016-06-20 | 2016-06-20 | Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2632799C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2191894C1 (en) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of oil formation development control |
| US20090170730A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-07-02 | Anming Wu | Silicate drilling fluid composition containing lubricating agents and uses thereof |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
-
2016
- 2016-06-20 RU RU2016124584A patent/RU2632799C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2191894C1 (en) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of oil formation development control |
| US20090170730A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-07-02 | Anming Wu | Silicate drilling fluid composition containing lubricating agents and uses thereof |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| US4643255A (en) | Gel and process for preventing loss of circulation, and combination process for enhanced recovery | |
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| NL8603121A (en) | PROCESS FOR IMPROVING CONFORMITY IN A SUBTERRANEAN HYDROCARBON-CONTAINING FORMATION. | |
| CN108533238B (en) | Method for plugging dominant seepage channel after polymer flooding | |
| US4819723A (en) | Reducing the permeability of a rock formation | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| AU2014414852A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| Zhao et al. | Using associated polymer gels to control conformance for high temperature and high salinity reservoirs | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| RU2632799C1 (en) | Method for limitation of water inflow to wells at thick oil deposits | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2363841C1 (en) | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells | |
| EP0136773A2 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| CA2515063C (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| RU2665494C2 (en) | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs | |
| CN103952130A (en) | Temporary blocking gel for low-pressure oil-gas well and preparation method thereof | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| WO2021072002A1 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| RU2266400C2 (en) | Well injectivity profile conformance control method |