RU2634467C1 - Способ ограничения водопритока в скважину - Google Patents
Способ ограничения водопритока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2634467C1 RU2634467C1 RU2016130024A RU2016130024A RU2634467C1 RU 2634467 C1 RU2634467 C1 RU 2634467C1 RU 2016130024 A RU2016130024 A RU 2016130024A RU 2016130024 A RU2016130024 A RU 2016130024A RU 2634467 C1 RU2634467 C1 RU 2634467C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- wood flour
- microfibrous
- polyacrylamide
- clay powder
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 6
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 title 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 title 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004137 mechanical activation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract description 5
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 5
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 25
- 229920001410 Microfiber Polymers 0.000 claims description 18
- 239000003658 microfiber Substances 0.000 claims description 18
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 6
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 3
- -1 sodium thiosulfate Chemical compound 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract 1
- KIEOKOFEPABQKJ-UHFFFAOYSA-N sodium dichromate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KIEOKOFEPABQKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 5
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 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 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical compound [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
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
- C09K8/506—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
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ. Предложен способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. Предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм. Гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент – остальное. Осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Техническим результатом является блокировка высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважины, изоляции различных источников обводнения добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков, отключения пластов и пропластков, а также к способам повышения нефтеотдачи пластов методом выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Область применения: призабойная зона терригенного или карбонатного коллектора.
Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в призабойную зону оторочек изолирующего состава на основе полимера, при увеличении концентрации изолирующего состава, в изолирующий состав вводят сшиватель и древесную муку для образования полимерволокнистодисперсной системы, при этом сшиватель вводят в раствор полимера с древесной мукой непосредственно в нагнетательный трубопровод, после насосного оборудования для исключения механической деструкции сшитой полимерволокнистодисперсной системы, и сначала производят закачку низкоконцентрированных растворов при содержании полимера 0,15%, сшивателя 0,015% и древесной муки 0,1%, постепенно повышая концентрацию полимера до 0,5%, сшивателя до 0,05% и древесной муки до 0,6%, в качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома, а в качестве полимера - полиакриламид (Патент KZ №28933, МПК E21B 33/138, E21B 37/06, 15.09.2014).
Недостатком данного способа является разрушение по истечении времени образуемой структуры, размыв ее пластовой жидкостью и проявление повторных прорывов воды в скважину. Также используемый в способе полиакриламид значительно теряет свои реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа и ограничивает его применение на месторождениях с высокоминерализованными пластовыми водами. Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава на основе ксантана, ацетата хрома, щелочи и воды, гелеобразующий состав дополнительно содержит полиакриламид или эфир целлюлозы и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы 0,025-2,0, щелочь 0,005-0,1, бактерицид 0,03-0,3, ацетат хрома 0,005-0,2, вода - остальное, соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора (Патент №2347897, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, 27.02.2009).
Известный способ малоэффективен и ограничен в применении на месторождениях с высокопроницаемыми продуктивными пластами и пластами, осложненными естественной и техногенной трещинноватостью.
Наиболее близким по технической сущности является способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий приготовление и закачку состава, предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащий глинопорошок, полимер и воду, состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
| Глинопорошок | 100 |
| Полиакриламид Праестол 2540 | 0,10-0,20 |
| Древесная мука | 2,0-4,0 |
| Вода | 200-400 |
(Патент РФ №2483093, C09K 8/50, E21B 33/00, 27.05.2013).
Недостатком данного способа является то, что используемый в изобретении состав обладает слабой адгезией к породам, слагающим коллектор, вследствие чего при освоении и в процессе эксплуатации скважины возможно вымывание композиции, что может приводить к осложнениям в работе глубинно-насосного оборудования. Недостаточная сдвиговая прочность композиции при высоких градиентных давлениях приводит к разрушению структуры и повторному прорыву воды. Вследствие этих причин при проведении изоляционных работ с применением данного способа требуется проведение дополнительных затратных ремонтных работ, связанных с докреплением закачанного водоизоляционного состава тампонажным цементом. Предложенный в способе технологический процесс приготовления и закачки состава ввиду использования нескольких отдельных сухих компонентов системы не позволяет в полевых условиях получать композицию со стабильным заданным содержанием каждого компонента в воде при непрерывном режиме закачки, что может привести в процессе закачки к нарушению компонентного состава изобретения и, как следствие, к осложнениям в скважине и/или низкой эффективности проведенных работ.
Технической задачей настоящего изобретения является разработка высокотехнологичного и эффективного способа ограничения водопритока с применением состава, сохраняющего реологические свойства в широком диапазоне минерализации воды и обладающего избирательностью воздействия, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами, а также создание способа применения формы состава, исключающего нарушения пропорций компонентов в закачиваемой системе при технологическом процессе приготовления и закачки.
Поставленная задача решается тем, что способ ограничения водопритока в скважину включает приготовление и закачку водной суспензии древесной муки, глинопорошка и полиакриламида, предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм, и гелеобразующую композицию путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент - остальное, осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Микроволокнистый реагент содержит, в мас.%: древесную муку 20-60, стабилизирующую добавку 3-10, глинопорошок - остальное.
В заявленном способе используют следующие реагенты:
глинопорошок по ТУ 39-0147001-105-93,
древесная мука по ГОСТ 16361-87,
в качестве стабилизирующей добавки используют ксантан марки Ziboxan F80, камедь ксантановую марки Veken, гуаровую камедь марки SUPREME-106 или их смесь, полиакриламид по ТУ 2216-006-63121839-2010, ТУ 2458-008-82330939-2008 (DP9-8177), ТУ 2216-025-70896713-2009 (Seurvey R), полиакриламиды марки АК-631иАК,
в качестве сшивателя преимущественно используют бихромат калия технический по ГОСТ 2652-78 или бихромат натрия по ГОСТ 2651-78, в качестве восстановителя используют тиосульфат натрия технический по ГОСТ 244-76,
воду используют пресную, минерализованную, высокоминеразизованную сточную или пластовую.
Микроволокнистый реагент в предлагаемом способе представляет собой порошок желтовато-серого цвета, состоящий из высокодисперсных микроволокон размером не более 50-70 мкм. Указанный порошок получают смешением древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, предварительно древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем их совместного измельчения. Гелеобразующая композиция представляет собой смесь микроволокнистого реагента, полиакриаламида, сшивателя и восстановителя, полученную путем их смешения в заводских условиях. Стабилизирующая добавка, содержащаяся в реагентах, обладает способностью к загущению при низкой концентрации, способностью придавать устойчивость реагентам к механической деструкции и высокой минерализации воды, а также имеет псевдопластичные свойства. Суспензии порошковых реагентов образуют в воде тиксотропную систему, которая восстанавливается после механического разрушения за определенный период времени, по истечении которого суспензии реагентов переходят в структурированное «студнеобразное» состояние. Приведенные в способе реагенты не вызывают изменений физико-химических свойств отбираемой нефти, поскольку химический состав поверхности частиц является инертным по отношению к нефти (не вызывает окисления и образования стойких эмульсий), обладают низкой коррозионной активностью. Реагенты по классификации опасности по ГОСТ 12.1.005 относятся к классу 4 опасности (малоопасные вещества).
Способ осуществляется следующим образом.
Технологический процесс реализуется через добывающие и нагнетательные скважины, температура пласта от 15°C до 90°C. Готовят микроволокнистый порошкообразный реагент путем механической активации древесной муки и глинопорошка, которую проводят их смешением в заданных пропорциях и измельчением до дисперсности не более 50-70 мкм, затем вводят стабилизирующую добавку. Готовят гелеобразующую композицию смешением микроволокнистого реагента, полиакриламида, бихромата калия или натрия и тиосульфата натрия в заданных концентрациях.
Далее на скважине готовят водные суспензии микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. На эжекторное устройство установки УДР-ВП (установка по дозированию реагентов вибрационная переносная ТУ 3667-001-09749372-2016) подается под давлением вода. Одновременно в камеру смешения эжектора сверху с помощью вибродозатора производится регулируемая подача реагента. В результате разряжения происходит захват и смешение с водой дозируемого реагента.
Регулирование подачи (расхода) реагента производится с помощью частотного преобразователя, позволяющего изменять производительность вибродвигателя. Таким образом, зная текущий расход воды в трубопроводе (по показаниям расходомера-счетчика) и имея установленную по результатам тарировки зависимость «частота вибродвигателя (Гц) - расход реагента (кг/час)», можно обеспечить точную плановую весовую дозировку реагента и приготовить водную суспензию заданной концентрации с обеспечением непрерывности технологического процесса закачки композиций в скважину. Полученная в камере смешения эжектора водная суспензия заданной концентрации далее по трубопроводу поступает на бункер насосного агрегата ЦА-320. Технология реализуется путем закачки в пласт расчетного объема водных суспензий реагентов - первой оторочкой закачивают в скважину водную суспензию микроволокнистого реагента, затем оторочку водной суспензии гелеобразующей композиции. Общий объем закачки определяют исходя из геолого-физических условий объекта воздействия и рассчитывают по формуле:
Vз=3,14*m*h*R2,
где Vз - объем закачки, м3, m - коэффициент пористости, h - расчетная толщина, м, R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м.
Соотношение объемов оторочек и концентрации водных суспензий реагентов устанавливаются в зависимости от приемистости изолируемых толщин. В случае резкого повышения давления закачки на 20-30% от установившегося в процессе обработки производят переход на суспензии реагентов меньшей концентрации на 1-2% либо сокращают объем закачки. В случае, когда после закачки рассчитанного объема суспензий в скважинах не происходит повышения давления закачки или снижения приемистости более чем на 10% от первоначального, увеличивают объем суспензий реагентов или концентрацию суспензий на 1-2%. После завершения закачивания планового объема суспензий реагентов проводят продавку расчетным объемом воды с определением приемистости. В случае проведения изоляционных работ через дополнительно созданные в эксплуатационной колонне специальные отверстия проводят докрепление путем закачки тампонирующей оторочки на основе цемента. Далее проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. В лабораторных условиях проведены испытания предлагаемого способа и его наиболее близкого аналога с целью оценки эффективности применения в технологиях увеличения нефтеотдачи. Лабораторные исследования проведены на естественных кернах терригенных и карбонатных отложений средне- и высокопроницаемых зон диаметром 3,0 см и длиной 3,67-4,16 см. Подготовку кернов проводили согласно ГОСТу 26450.2-85, ГОСТу 26450.1-85. Результаты исследования водоизолирующей способности приведены в таблице 1.
Опытно-промышленные испытания реагента при выполнении работ по изоляции водопритоков в добывающих скважинах и ликвидации заколонной циркуляции проведены на 14 скважинах (Таблица 2). Общие объемы закачек, объемные соотношения оторочек и концентрации водных суспензий реагентов рассчитывали в зависимости от геолого-физических характеристик скважин и решаемых задач. Удельная приемистость скважин в процессе закачки водных суспензий реагентов снизилась в среднем на 37%. Дебит скважин по нефти увеличился в среднем в 2,5 раза.
Приводим примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. В добывающей скважине в процессе эксплуатации произошло резкое увеличение обводненности с 70% до 98,7%. По результатам проведенных промыслово-геофизических исследований скважины выявлено наличие заколонной циркуляции жидкости с нижнего водоносного пласта в действующий интервал перфорации. В скважину спустили пакер над интервалом перфорации, определили приемистость скважины, которая составила 288 м3/сут при давлении 80 атм. В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) через действующий интервал перфорации закачали 15 м3 водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. В процессе закачки давления выросло до 120 атм, нагнетание состава прекратили и продавили водой в объеме 2,6 м3. Скважину оставили на структурообразование на 48 часов. После запуска скважины в работу обводненность добываемой продукции стабилизировалась на уровне 75%.
Пример 2. Добывающая скважина, вскрывшая монолитный карбонатный пласт в водонефтяной зоне залежи, в процессе эксплуатации в результате подъема ВНК и образования воронки депрессии, обводнилась подошвенной водой до 99% и была переведена в пьезометрический фонд. В скважине определили приемистость, составившую 320 м3/сут при давлении 40 атм. В скважину с использованием установки по дозированию реагентов УДР-ВП и насосного агрегата ЦА-320 приготовили и закачали через существующий интервал перфорации 50 м водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции, приготовленного на пластовой воде, плотностью 1,16 г/см3. Средняя концентрация реагентов в воде составила 4,4%, расход реагентов 2,3 тонны. Произвели продавку рабочих составов водой в объеме 3,5 м3. В процессе продавки определили приемистость скважины, которая составила 305 м3/сут. при давлении 65 атм. Скважину оставили на структурное упрочнение на 48 часов. В скважину по результатам освоения спустили штанговый насос. После выхода скважины на установившийся режим обводненность добываемой продукции по скважине составила 30%. Примеры 3-14 выполняют аналогично.
Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритока является высокотехнологичным в приготовлении и закачке и эффективным для скважин, характеризующихся наличием зон с высокой проницаемостной неоднородностью и где необходимо блокирование водопромытых высокопроницаемых каналов и трещин, позволяет осуществить длительную качественную блокировку обводненных нефтяных скважин. Реагенты, применяемые в способе, сохраняют реологические свойства в широком диапазоне минерализации воды, обладают эффективными закупоривающими свойствами и высокой стабильностью.
Claims (3)
1. Способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водной суспензии древесной муки, глинопорошка и полиакриламида, отличающийся тем, что предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм, гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент - остальное, осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют микроволокнистый реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016130024A RU2634467C1 (ru) | 2016-07-21 | 2016-07-21 | Способ ограничения водопритока в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016130024A RU2634467C1 (ru) | 2016-07-21 | 2016-07-21 | Способ ограничения водопритока в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2634467C1 true RU2634467C1 (ru) | 2017-10-30 |
Family
ID=60263539
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016130024A RU2634467C1 (ru) | 2016-07-21 | 2016-07-21 | Способ ограничения водопритока в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2634467C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792390C1 (ru) * | 2022-05-06 | 2023-03-21 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Состав на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4683953A (en) * | 1983-07-25 | 1987-08-04 | Exxon Research And Engineering Company | Shear thickening compositions containing polyacrylic acid and polyacrylamide, their preparation and use |
| RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2090746C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2010122515A (ru) * | 2010-06-03 | 2011-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (RU) | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2483093C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
-
2016
- 2016-07-21 RU RU2016130024A patent/RU2634467C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4683953A (en) * | 1983-07-25 | 1987-08-04 | Exxon Research And Engineering Company | Shear thickening compositions containing polyacrylic acid and polyacrylamide, their preparation and use |
| RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2090746C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2010122515A (ru) * | 2010-06-03 | 2011-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (RU) | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2483093C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792390C1 (ru) * | 2022-05-06 | 2023-03-21 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Состав на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| EP0474284A1 (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| CN104087275A (zh) | 一种抗高温高盐微细凝胶颗粒调剖剂及其制备方法和应用 | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| US3713489A (en) | Plugging of fractures in underground formations | |
| RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| US9296939B2 (en) | Compositions for modifying rheological properties of cement systems | |
| RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN103967466B (zh) | Pgz油田关停井恢复开采及增产新技术 | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2634467C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| RU2608137C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2322581C2 (ru) | Способ крепления призабойной зоны скважины | |
| RU2382174C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
| RU2670298C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |