RU2662720C1 - Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) - Google Patents
Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662720C1 RU2662720C1 RU2017135375A RU2017135375A RU2662720C1 RU 2662720 C1 RU2662720 C1 RU 2662720C1 RU 2017135375 A RU2017135375 A RU 2017135375A RU 2017135375 A RU2017135375 A RU 2017135375A RU 2662720 C1 RU2662720 C1 RU 2662720C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- vol
- silicon dioxide
- rest
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000013016 damping Methods 0.000 title 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 71
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 35
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 17
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 17
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 34
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 9
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 9
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 claims description 5
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 5
- KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[Mn++].[Mn++].[Mn++] KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 claims description 4
- JQKFLNWRTBPECK-UHFFFAOYSA-N methoxymethane;propane-1,2-diol Chemical compound COC.CC(O)CO JQKFLNWRTBPECK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims 2
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 27
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- QMYDVDBERNLWKB-UHFFFAOYSA-N propane-1,2-diol;hydrate Chemical compound O.CC(O)CO QMYDVDBERNLWKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1,2-diol Chemical compound CC(C)(O)CO BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- 241000272470 Circus Species 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- KVMLCRQYXDYXDX-UHFFFAOYSA-M potassium;chloride;hydrochloride Chemical compound Cl.[Cl-].[K+] KVMLCRQYXDYXDX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- -1 tertiary amine quaternary ammonium salt Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 2
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 101100535994 Caenorhabditis elegans tars-1 gene Proteins 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- LIKFHECYJZWXFJ-UHFFFAOYSA-N dimethyldichlorosilane Chemical group C[Si](C)(Cl)Cl LIKFHECYJZWXFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002550 fecal effect Effects 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 235000014366 other mixer Nutrition 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N protonated dimethyl amine Natural products CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта. Способ согласно первому варианту применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут и включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния, тампонирующие частицы - гидрофильные наночастицы двуокиси кремния, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния состоит из двуокиси кремния, монометилового эфира пропиленгликоля и воды. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора. Способ согласно второму варианту применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут, в данном случае в качестве тампонирующих частиц используют гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца. 2 н.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин.
Современное состояние нефтегазоносных объектов разработки в основных нефтегазодобывающих странах характеризуется истощением запасов нефти и газа. Данный факт приводит к необходимости широкого внедрения различных видов физических и химических методов воздействия на нефтегазоносные пласты с целью интенсификации добычи нефти. Одним из наиболее широко распространенных физических методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП). Гидравлический разрыв пласта направлен на создание в продуктивном пласте сети высокопроницаемых трещин, которые обеспечивают приток нефти и газа из менее проницаемых и слабодренируемых зон продуктивного пласта.
Наряду с этим, гидравлический разрыв пласта имеет и недостатки, к примеру, неконтролируемый рост трещины гидравлического разрыв пласта приводит к тому, что под высоким давлением гидроразрыва, трещины прорываются к ниже или вышележащим водоносным пластам и этим обеспечивают гидродинамическое сообщение скважины с водоносными пластами.
Дополнительные сложности для специалистов отрасли представляют вопросы глушения скважин, в которых был проведен гидравлический разрыв пласта, т.к. наличие в призабойной зоне пласта (далее - ПЗП) искусственно созданной сети высокопроницаемых трещин, закрепленной пропантом, приводит к поглощению огромных объемов жидкостей глушения на водной основе, что отрицательно сказывается на фазовой проницаемости горных пород и снижает эффективность геолого-технических мероприятий по глушению, освоению и выводу скважины на режим.
Из уровня техники известен способ глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ на изобретение №2047745, МПК E21B 43/12, C09K 7/06, опубликован 10.11.1995), включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. При этом в качестве буферной жидкости используют поверхностно-активное вещество (далее - ПАВ) или водоуглеводородную эмульсию с содержанием ПАВ. В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор, стабилизатор. В качестве жидкости для глушения используют минерализованную воду или солевой раствор. Недостатком способа является отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц. В связи с этим, применение способа будет неэффективно в коллекторах с высокопроницаемыми трещинами ГРП.
Из патента РФ на изобретение №2483092, МПК C09K 8/42, опубликован 27.05.2013 известен способ приготовления состава полисахаридного геля для глушения скважин, содержащего пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель -ацетат хрома с оксидом магния, хлористый кальций. Недостатком способа является применение нерастворимого в пластовых условиях полисахаридного геля, приводящего к неконтролируемой кольматации ПЗП и отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов с высокопроницаемыми трещинами ГРП.
Из патента РФ на изобретение №2616632, МПК E21B 43/12, C09K 8/48, C09K 8/493, опубликован 18.04.2017 известен способ глушения скважин после гидравлического разрыва пласта, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта солевого раствора на основе хлористого калия, вязкоупругого состава (солевой раствор на основе хлористого калия, каустическая сода и полимер-загуститель с наполнителем) и солевого раствора. Недостатком способа является применение полимера-загустителя с содержанием ксантановой камеди и вермикулита для создания вязкоупругого состава. Применение полимеров-загустителей с содержанием вермикулита приводит к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП. Также закачка в продуктивный пласт водного раствора хлористого калия на первом этапе реализации способа и его продавка вглубь ПЗП на второй и третьей стадиях отрицательно влияет на фазовую проницаемость продуктивного пласта.
Из патента РФ на изобретение №2279462, МПК C09K 8/42, опубликован 10.07.2006 известен способ приготовления жидкости для глушения нефтегазовых скважин, содержащей эмульсию полимера, эмульгатор - поверхностно-активное вещество, водный раствор минеральной соли - в частности, хлористого кальция или хлористого калия, высокодисперсный гидрофобный материал - в частности, диоксид кремния, оксиды титана, железа, по одному из вариантов дополнительно применяется углеводород. Недостатком способа является применение полимеров для загущения жидкости глушения. Применение водных растворов полимеров к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП.
Из патента РФ на изобретение №2184839, МПК E21B 43/12, опубликован 10.07.2002 известен способ глушения скважин, включающий закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсионно-суспензионной системы, содержащей минерализованную водную дисперсную фазу, углеводородную дисперсионную фазу - в частности, нефть или продукты ее переработки, эмульгатор, стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно-суспензионной системы. А также отсутствие в инвертной эмульсионно-суспензионной системе тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов с высокопроницаемыми трещинами ГРП.
Из патента СА 2765192, МПК C09K 8/36, C09K 8/467, E21B 7/00, опубликован 23.12.2010 известен способ приготовления инвертной эмульсии для глушения скважин. Эмульсия содержит углеводороды, водный раствор, эмульгатор, разлагаемые частицы и тампонирующие частицы. Недостатком способа является технологически необоснованное объемное содержание в инвертной эмульсии водной фазы в интервале от 1 до 70% об. Содержание водной фазы в указанном интервале не обеспечит эмульсии вязкость, достаточную для блокировки высокопроницаемых интервалов ПЗП. Также применение волокнистых материалов в совокупности с крупными частицами со средним диаметром от 1 до 1500 мкм неэффективно в коллекторах со средними и низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, т.к. диаметр крупных частиц не обеспечит достаточное проникновение эмульсии вглубь ПЗП для предотвращения перетоков в системе пласт-скважина.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионно-суспензионной системы и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора.
Сущность изобретения заключается в том, что способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м3/сут, включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1, содержащий (% об.) двуокись кремния - 31-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в качестве гидрофильных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное, или сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.
Способ согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м3/сут, включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, содержащий (% об.) двуокись кремния - 31-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 2-5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот -40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведено схематическое изображение структуры множественной эмульсии.
На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки блокирующей пачки (далее - БП).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности эмульсионно-суспензионной системы (далее - ЭСС) с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.
На фиг. 6 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.
На фиг. 7 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц тетраоксида тримарганца.
На фиг. 8 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.
На фиг. 9 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.
На фиг. 10 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц тетраоксида тримарганца.
Содержание в ЭСС тампонирующих частиц - наночастиц с различными поверхностно-активными свойствами - позволяет создать множественную эмульсию. Множественная эмульсия является одним из наиболее стабильных видов эмульсий и позволяет регулировать реологические свойства ЭСС в широком диапазоне. На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры множественной эмульсии, в которой 1 - углеводородная среда, 2 - глобулы водной фазы, 3 - глобулы углеводородной фазы, 4 - адсорбционно-сольватные слои наночастиц и ПАВ.
При адсорбции поверхностно-активных наночастиц двуокиси кремния на адсорбционно-сольватные слои глобул водной и углеводородной фаз эмульсии создается дополнительный слой, предотвращающий коалесценцию глобул.
Приготовление блокирующей пачки (БП) производится на установке приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» - миксер с мешалкой и внешним центробежным насосом.
Необходимое оборудование для приготовления блокирующей пачки указано на фиг. 2.
Для скважин с приемистостью ниже 350 м3/сут в емкость для приготовления эмульсионной системы набирается (% об.): дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель, после этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния в монометиловом эфире пропиленгликоля и воде - 0.5-1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве тампонирующих частиц - гидрофильных наночастиц двуокиси кремния - можно использовать, в частности, композицию одного из следующих составов (% об.):
- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное;
- двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное;
- сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм.
Содержание сухой аморфной двуокиси кремния составляет 92-99% масс., оставшаяся часть - это примеси, остающиеся после выработки. В качестве примесей могут быть, в частности, следующие вещества (% масс.): нелетучие с фтористо-водородной кислотой вещества (0.2-0.5), нитраты (0.002-0.005), сульфаты (0.015), хлориды (0.001-0.005), железо (0.002-0.005), тяжелые металлы (0.003-0.007) и др. согласно ГОСТ 9428-73 «Реактивы. Кремний (IV) оксид. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)». Какие именно содержатся примеси в сухой аморфной двуокиси кремния в настоящем изобретении - не является его существенным признаком, поскольку не влияет на достижение его технического результата.
Для скважин с приемистостью выше 350 м3/сут в емкость для приготовления систем набирается (% об.) дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель, после этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца размером от 0.2 до 5 мкм - 2-5 в качестве тампонирующих частиц, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве эмульгатора как для скважин с приемистостью ниже 350 м3/сут, так и для скважин с приемистостью выше 350 м3/сут, может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
Ввод составляющих ЭСС в углеводородную основу производится последовательно в указанном порядке через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.
Используемые емкости должны быть оборудованы лопастными или иными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания стабильности свойств ЭСС рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств ЭСС зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма, близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости ЭСС. Тест считается положительным, если при выдержке образца ЭСС при температуре 20°C в течение 2 ч произошло отделение водной фазы в объеме, не превышающим 3% от объема ЭСС.
Ниже приведен расчет объема блокирующей пачки.
Объем БП (VБП), м3 определяется объемами вскрытого интервала перфорации, зумпфа скважины и запаса безопасности, по формуле:
где hтз - уровень текущего забоя, м;
hвд - уровень верхней отметки интервала перфорации, м;
hзап - уровень безопасного запаса, м (при эксплуатационной колонне глубиной менее 500 м ≈ 25 метров);
Vуд - удельный внутренний объем обсадной колонны, м3 на 1 погонный метр;
0,0007 - коэффициент расхода БП на смачивание стенок труб;
hсп - глубина спуска колонны НКТ;
Vпродавки - объем продавки БП в пласт, м3.
Объем V продавки, м3, определяют по формуле:
где hвскр - вскрытый интервал перфорации, м
Ka - коэффициент аномальности, при этом Ka=Pпласт. / Pгидростат., где Pпласт. - пластовое давление, Pгидростат. - гидростатическое давление.
Критерии расчета hзап - верхней границы установки БП (при эксплуатационной колонне глубиной более 500 м):
1) При наличии подвески электроцентробежного насоса (ЭЦН), БП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации, но ниже приема насоса на 50 м:
где hвд - уровень верхних перфорационных отверстий, м;
hтек.заб. - уровень текущего забоя, м.
2) При наличии пакерного устройства БП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера:
где hпак - уровень установки пакерного устройства, м;
hтек.заб. - уровень текущего забоя, м.
3) При применении гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с пакерным устройством, БП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера аналогично формуле 4.
4) При применении ГНКТ без пакера, БП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации:
где hвд - уровень верхних дыр перфорации, м;
hтек.заб. - уровень текущего забоя, м.
Дополнительный объем БП на смачивание стенок определяется исходя из минимальной нормы в 1 м3 на скважину, расчетный расход БП на смачивание составляет 0,7 дм3/1 метр спущенных труб. Верхняя граница установки БП должна быть не менее чем на 50 м ниже приема спущенного глубинно-насосного оборудования (ГНО) для обеспечения циркуляции при уравновешивании скважины в процессе глушения.
Установку блокирующей пачки (БП) проводят стандартными методами: «прямой закачки» или «обратной закачки» в зависимости от наличия, вида подземного оборудования скважины и конструктивных особенностей скважины. Предпочтительным является метод «обратной закачки» через кольцевое межтрубное пространство.
Не рекомендуется производить глушение «прямой закачкой» при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН)/штангового глубинного насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны с ростом давления при передавливании БП через отверстие сбивного клапана.
При наличии не герметичности эксплуатационной колонны возможным способом установки БП являет метод «прямой закачки» с ограничением максимально допустимого давления в 35 атм на колонну НКТ с ГНО.
Эмульсионная система с данными составляющими не предназначена для глушения скважин с не герметичностью эксплуатационной колонны.
Установка БП прямой закачкой:
1) Объем БП меньше объема НКТ.
Первый этап - закачка БП в НКТ доводка до низа НКТ (подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке.
БП закачивают в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ и перемещают до низа НКТ (среза воронки) жидкостью глушения на циркуляции в объеме:
где V(цирк) - объем жидкости глушения закачиваемой при открытой затрубной задвижке, для перемещения БП до низа НКТ, м3;
V(НКТ) - внутренний объем НКТ, м3;
V(штат) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН У(штанг)=0);
V(БП) - объем БП, м3;
Второй этап - продавка БП на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
где V(прод) - объем жидкости глушения закачиваемой при закрытой затрубной задвижке (на продавку), м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vк.(уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм3/м,
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
h(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
V(БП) - объем БП, м3;
V(скв. под ГНО) - объем скважины под ГНО, м3,
1 - запас объема жидкости глушения на продавку БП в пласт, м3;
2) Объем БП больше объема НКТ.
Первый этап - закачка БП в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ (до подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке на перемещение.
где V(БП-цирк) - объем БП закачиваемой при открытой затрубной задвижке, м3;
V(НКТ) - внутренний объем НКТ, м3;
V(штанг) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН V(штанг)=0);
Второй этап - закачка в НКТ оставшегося объема БП и ее продавка на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
где V(прод) - объем жидкости глушения закачиваемой на продавку при закрытой затрубной задвижке, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vк.(уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм3/м;
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
h(тек.заб.) - глубина текущего забоя, М;
VНКТ(уд.) - удельный внутренний объем НКТ, дм3/м;
V(штанг) - водоизмещение штанг,, М3; (при ЭЦН V(штанг)=0);
V(БП) - объем БП, м3;
V(скв. под ГНО) - объем скважины под ГНО, м3;
V(НКТ) - внутренний объем НКТ, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку БП в пласт, м3;
При продавке БП на забой скважины при глушении методом прямой закачки рекомендуется не превышать предельное давление на подвеску насоса, давление опрессовки колонны и кабельного ввода (как правило, максимально до 60 атм).
После установки БП на забое скважины операция глушения заканчивается замещением затрубного объема скважинной жидкости расчетным объемом жидкости глушения:
где V(замещ.) - объем жидкости глушения закачиваемой в НКТ на циркуляции для замещения затрубной жидкости, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3 в м3;
Vзатруб. (уд) - удельный объем затрубного пространства, дм3/м;
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
1,5 - запас жидкости глушения для полноценной промывки с выходом чистого раствора глушения на устье скважины.
Установка БП при глушении обратной закачкой:
1) Первый этап - закачка БП в затрубное пространство и доводка до низа НКТ (или до подвески насоса) на циркуляции при открытой задвижке НКТ на перемещение жидкостью глушения в объеме.
где V(цирк) - объем жидкости глушения закачиваемой при открытой задвижке НКТ, м3;
V(затр.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или до подвески насоса, м3;
V(БП) - объем БП, м3;
2) Второй этап - продавка БП при закрытой задвижке НКТ жидкостью глушения в объеме:
где V(прод) - объем жидкости глушения закачиваемой на продавку при закрытой задвижке НКТ, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vзатр..(уд) - удельный внутренний объем затрубного пространства, дм3/м;
V(затр.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или подвески насоса, м3;
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
h(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
V(БП) - объем БП, м3;
V(скв. под ГНО) - объем скважины под ГНО, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку БП в пласт, м3.
При продавке БП к забою скважины методом обратной закачки рекомендуется не превышать давление опрессовки кабельного ввода (как правило, 80 атм), давления опрессовки эксплуатационной колонны.
В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора. При этом в качестве гидрофобизатора как для скважин с приемистостью ниже 350 м3/сут, так и для скважин с приемистостью выше 350 м3/сут, можно использовать, в частности, гидрофобизаторы марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.
Гидрофобизатор «ИВВ-1» выпускается по ТУ 2482-111-56856807-2016 и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламоний хлорида и четвертичной амониевой соли третичного амина, получаемый путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида.
Гидрофобизатор «ЧАС-М» выпускается по ТУ 20.41.20-125-56856807-2017 и представляет собой водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина.
После установки БП заполняют и промывают «до чистого» оставшийся объем (затрубный или трубный) водным раствором ПАВ, закрывают трубную и затрубную задвижки, оставляют скважину на уравновешивание в течение 1 часа. После чего измеряют избыточное давление в затрубном и трубном пространстве и, при необходимости, уравновешивают. Стравливают избыточное давление через технологические трубки на желобную емкость.
БП считается установленной в заданном интервале при прокачке расчетного количества жидкости глушения на доставку по лифту (в режиме циркуляции), и продавке расчетного количества жидкости глушения при его установке на забой скважины (в режиме продавки). По окончании режима продавки, возможен рост устьевого давления на 15-20 атм при посадке БП на забой.
Для предотвращения преждевременного выноса БП из ПЗП при проведении спускоподъемных операций на скважине, заглушенной с использованием БП, запрещается превышать предельную скорость подъема подземного скважинного оборудования.
Удаление блокирующей пачки рекомендуется проводить путем перевода скважины на нефть и вызовом притока флюидов в скважину. В случае отсутствия возможности перевода скважины на нефть, допускается проводить удаление БП путем перевода скважины на водный раствор ПАВ и вызовом притока жидкости в скважину. Приток в скважину можно вызвать классическими методами освоения скважины. Не рекомендуется вызывать приток жидкости в скважину пуском ЭЦН. Остатки БП в каналах фильтрации углеводородов разрушаются самопроизвольно в ходе притока продукции скважины в течение первых суток.
Для удаления БП без вызова притока из пласта, необходимо произвести закачку подготовленной нефти в интервал установки БП. Рекомендуемый расход нефти: объем 0,6-0,8 м3 на 1 м3 БП с продавкой в пласт.
Лабораторные исследования физических свойств ЭСС
Для исследования физических свойств ЭСС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры ЭСС:
- Плотность;
- Агрегативная устойчивость;
- Термостабильность;
- Кинематическая вязкость.
После приготовления образцов ЭСС производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Исследование плотности ЭСС Результаты измерения плотности ЭСС пикнометрическим методом представлены на фиг. 3 и 4.
Исследование агрегативной устойчивости ЭСС Агрегативная устойчивость - это способность ЭСС сохранять степень дисперсности внутренней фазы. Оценку проводили экспериментально по показателю электростабильности -измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения ЭСС, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN. Результаты измерения агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС представлены на фиг. 5, 6 и 7.
Исследование термостабильности ЭСС Измерение термостабильности ЭСС проводили путем их выдержки в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80°C. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 6 ч термостатирования из ЭСС отделилось не более 2 об. % воды от общего объема водной составляющей ЭСС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Исследование кинематической вязкости ЭСС Результаты исследований кинематической вязкости ЭСС представлены на фиг. 8, 9 и 10. Измерения проводились при температуре 20°C (погрешность измерения температуры ± 0,1°C) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами ЭСС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1200 об/мин в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанного состава. Особенно важными параметрами с точки зрения промышленного применения ЭСС являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭСС изменяя объемную долю составляющих компонентов в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик ПЗП.
Далее приведены примеры осуществления способа глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта при приемистости скважин ниже и выше 350 м3/сут.
Claims (10)
1. Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта при приемистости скважин ниже 350 м3/сут, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.):
в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.):
в качестве гидрофильных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте остальное, или двуокись кремния 29-31 в этиленгликоле - остальное, или сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием 2% об. гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М.
2. Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта при приемистости скважин выше 350 м3/сут, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.):
в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.):
в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием 2% об.гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017135375A RU2662720C1 (ru) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
| EP18864963.6A EP3693539A4 (en) | 2017-10-05 | 2018-10-05 | PROCEDURE FOR CLOSING OIL AND GAS HOLES |
| CN201880075678.2A CN111406144B (zh) | 2017-10-05 | 2018-10-05 | 油气井压井方法 |
| PCT/RU2018/050121 WO2019070166A1 (ru) | 2017-10-05 | 2018-10-05 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017135375A RU2662720C1 (ru) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662720C1 true RU2662720C1 (ru) | 2018-07-27 |
Family
ID=62981750
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017135375A RU2662720C1 (ru) | 2017-10-05 | 2017-10-05 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP3693539A4 (ru) |
| CN (1) | CN111406144B (ru) |
| RU (1) | RU2662720C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019070166A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2711131C1 (ru) * | 2019-01-10 | 2020-01-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Способ глушения газовых скважин с контролем давления на забое |
| CN114634802A (zh) * | 2020-12-15 | 2022-06-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐超疏水覆膜堵剂及制备方法 |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766872C1 (ru) * | 2021-11-16 | 2022-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Синергия Технологий" | Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин |
| CN115324553B (zh) * | 2022-10-13 | 2022-12-13 | 西安博探石油工程有限公司 | 一种纳米混相渗吸驱油自交联压裂方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624132A1 (ru) * | 1988-10-31 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Способ увеличени нефтеотдачи обводненных пластов |
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| RU2184839C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Состав для глушения скважин |
| RU2257863C1 (ru) * | 2004-03-09 | 2005-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дальневосточная медицинская компания" | Зеркало гинекологическое для однократного использования |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| CA2765192A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5927404A (en) * | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| US9199879B2 (en) * | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| RU2483092C1 (ru) | 2011-12-29 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин |
| US20140116695A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation |
| CA2925115C (en) * | 2013-11-25 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | A fiber suspending agent for lost-circulation materials |
| CN104710968A (zh) * | 2013-12-17 | 2015-06-17 | 中国石油化工集团公司 | 封堵材料和钻井液添加剂及其使用方法 |
| RU2616632C1 (ru) | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
-
2017
- 2017-10-05 RU RU2017135375A patent/RU2662720C1/ru active
-
2018
- 2018-10-05 EP EP18864963.6A patent/EP3693539A4/en active Pending
- 2018-10-05 CN CN201880075678.2A patent/CN111406144B/zh active Active
- 2018-10-05 WO PCT/RU2018/050121 patent/WO2019070166A1/ru unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624132A1 (ru) * | 1988-10-31 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Способ увеличени нефтеотдачи обводненных пластов |
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| RU2184839C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Состав для глушения скважин |
| RU2257863C1 (ru) * | 2004-03-09 | 2005-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дальневосточная медицинская компания" | Зеркало гинекологическое для однократного использования |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| CA2765192A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2711131C1 (ru) * | 2019-01-10 | 2020-01-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Способ глушения газовых скважин с контролем давления на забое |
| CN114634802A (zh) * | 2020-12-15 | 2022-06-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐超疏水覆膜堵剂及制备方法 |
| CN114634802B (zh) * | 2020-12-15 | 2023-08-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐超疏水覆膜堵剂及制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2019070166A1 (ru) | 2019-04-11 |
| EP3693539A1 (en) | 2020-08-12 |
| EP3693539A4 (en) | 2021-07-07 |
| CN111406144A (zh) | 2020-07-10 |
| CN111406144B (zh) | 2022-02-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2662720C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) | |
| RU2659046C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US3378074A (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
| US10160904B2 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
| BR112015014428A2 (pt) | métodos para gerenciar ou controlar uma operação de perfuração de um poço e para perfurar ou tratar de uma porção de um poço | |
| US20160264849A1 (en) | Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation | |
| US10240078B2 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| RU2700851C1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| AU2014337582A1 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| AU2013403405A1 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CN111433432B (zh) | 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法 | |
| RU2662721C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| RU2754552C1 (ru) | Способ глушения добывающей скважины (варианты) | |
| RU2728168C9 (ru) | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин | |
| EA040038B1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| WO2018084842A1 (en) | Self-breaking emulsified fluid system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181031 |