RU2665494C2 - Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами - Google Patents
Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2665494C2 RU2665494C2 RU2016135151A RU2016135151A RU2665494C2 RU 2665494 C2 RU2665494 C2 RU 2665494C2 RU 2016135151 A RU2016135151 A RU 2016135151A RU 2016135151 A RU2016135151 A RU 2016135151A RU 2665494 C2 RU2665494 C2 RU 2665494C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- formation
- intervals
- horizontal
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims abstract description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 17
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 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 10
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 18
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 7
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid 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
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 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
- WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N [K].[Cr] Chemical compound [K].[Cr] WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 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
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 231100000167 toxic agent Toxicity 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 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
-
- 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
- E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
-
- 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
-
- 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
- E21B43/003—Vibrating earth formations
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/117—Detecting leaks, e.g. from tubing, by pressure testing
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. Способ включает обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием при помощи устройства для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего 1,0-5,0 мас. % силиката натрия и 0,5-1,5 мас. % ацетата хрома, 0,1-0,5 неионогенного ПАВ и воду – остальное. Осуществляют продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом указанное устройство комплектуют модулем КС - кажущегося сопротивления - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины и модулем Ксп - коэффициента светопоглощения - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины. Выделяют интервалы поступления воды. Проводят закачку временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт. Причем при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств. При этом перед закачкой водоизоляционного состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую 0,01-0,05 мас. % тетранатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. Индукционный период водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта и снижение добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных интервалов в горизонтальной части добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.
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 не смешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб (НКТ), выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтанол - амина и воды.
Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за значительной вязкости исходной композиции на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой глубины проникновения в пласт композиции и создания недостаточных размеров водоизоляционных экранов, особенно в горизонтальных скважинах. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.
Известен способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта (патент РФ №2536529, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, при этом в указанный состав добавляют метасиликат натрия и, в качестве инициатора процесса гелеобразования, хромокалиевые квасцы. После закачки водоизоляционной композиции, спустя 3-4 ч осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 ч, после чего скважину запускают в работу.
Недостатком данного способа является слабая глубина проникновения в пласт композиции и создание недостаточных размеров водоизоляционных экранов, особенно в горизонтальных скважинах, из-за малого срока периода гелеобразования, равного 3-4 ч. К недостаткам способа можно отнести и сложность приготовления гелеобразующего состава требуемой концентрации из-за отдельного растворения хромокалиевых квасцов и метасиликата натрия в воде и последующего смешивания полученных растворов. Кроме того, метасиликат натрия относится ко второму классу опасности и требует повышенных мер безопасности при обращении с ним.
Известен способ ограничения притока воды в добывающие скважины (патент РФ №2168608, кл. Е21В 33/13, опубл. 10.06.2001 г.), предусматривающий закачку в пласт изоляционных гелеобразующих составов, в интервал закачки состава в пласт устанавливают гидравлический вибратор в колонне НКТ, перед закачкой изоляционного состава в пласт интервал закачки подвергают вибрационному воздействию от гидравлического вибратора при обработке скважины на циркуляцию, а изоляционный состав закачивают в пласт с расходом, обеспечивающим работу гидравлического вибратора в диапазоне частот 50-100 Гц.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности применения вибратора в горизонтальной части из-за технологических особенностей оборудования. Кроме того, диапазон указанных частот является недостаточным для разрушения отложений в фильтрационных каналах продуктивного пласта.
Известен способ изоляции водопритока или газопритока, или зон поглощения (патент РФ №2228437, кл. Е21В 43/32, опубл. 10.05.2004 г.), включающий виброволновое воздействие на подлежащий изоляции интервал пласта как перед, так и при последующей закачке изоляционного состава, при этом виброволновое воздействие перед закачкой изоляционного состава в пласт производят в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями, а изоляционный состав, или хотя бы один из его компонентов, предварительно подвергают воздействию упругими колебаниями. Кроме того, в процессе виброволнового воздействия в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями на подлежащий изоляции интервал пласта производят закачку химреагентов, например, растворителей, растворов с кислой или щелочной реакцией, поверхностно-активных веществ (ПАВ), гидрофилизующих или гидрофобизующих реагентов, а также в виде их композиций; характеризующийся тем, что виброволновое воздействие на пласт осуществляют в диапазоне частот 10-500 Гц и упругими колебаниями на изоляционный состав в диапазоне 10-2⋅104 Гц при амплитудах колебаний давления больших пороговых значений; при этом перед водо- и/или газоизоляцией производят геофизические и гидродинамические исследования; а закачку изоляционного состава производят при отключенных выше и/или нижележащих интервалов пласта, например, путем пакерования; и после закачки изоляционного состава в пласт и выдержки во времени для его закрепления производят обработку нефтенасыщенных интервалов и освоение скважины с использованием виброволнового воздействия, и/или депрессий-репрессий, и/или химреагентов.
Недостатком данного способа является отсутствие технологической возможности проведения изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах из-за ограниченной применимости источников виброволнового воздействия на пласт только в вертикальном положении. Кроме того, обработка изоляционного состава виброволновым воздействием перед закачкой в пласт может приводить к изменению его свойств, в ряде случаев, ухудшающих эффект от технологической операции (согласно результатам экспериментальных исследований).
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.). 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 ч, технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 ч.
Недостатком данного способа является сложность создания достаточных водоизоляционных экранов в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, что в итоге приведет к низкой технологической эффективности от проведения мероприятия, что приведет в целом к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.
Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.), принятое за прототип.
Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, состоящее из наземного пульта питания, управления и контроля и корпуса скважинного прибора, в котором размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, также корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами и разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.
Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами с достижением продолжительного межремонтного периода работы скважины и, соответственно, необходимого технологического эффекта.
Технической задачей изобретения является достоверное и оперативное выделение обводненных интервалов, повышение эффективности водоизоляции необходимых интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами за счет более точного установления обводненных участков, повышения качества очистки фильтрационных каналов в данных зонах, увеличения глубины проникновения водоизоляционного состава в водонасыщенную область пласта, повышения межремонтного периода работы скважины и достижение требуемого технологического эффекта.
Поставленная техническая задача решается способом изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, включающим обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего воду, силикат натрия и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.
Новым является то, что по первому варианту указанное устройство комплектуют модулем КС (кажущегося сопротивления) для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины при спуске компоновки до забоя, далее выделяются интервалы поступления воды, проводится закачка временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, и при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств. Кроме этого, гелеобразующий водоизоляционный состав дополнительно содержит неионогенное ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Силикат натрия | 1,0-5,0% |
| Ацетат хрома | 0,5-1,5% |
| Неионогенное ПАВ | 0,1-0,5% |
| Вода | остальное |
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %, индукционный период гелеобразующего водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч. После чего скважину запускают в работу.
Новым является то, что по второму варианту указанное устройство дополнительно комплектуют модулем Ксп (коэффициента светопоглощения) для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины, представленной перфорированной эксплуатационной колонной или фильтром-хвостовиком при спуске компоновки до забоя.
Для эффективного проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами главным условием является обеспечение создания необходимых водоизоляционных экранов. Для этого необходимо произвести очистку фильтрационных каналов дренируемой части пласта. Применение физического воздействия для очистки дренируемой части пласта позволит очистить и улучшить фильтрационные каналы обводненной части пласта для обеспечения необходимой глубины проникновения гелеобразующего водоизоляционного состава.
Для выполнения эффективных водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах важным этапом является точное определение обводненных участков в эксплуатируемом интервале. В зависимости от оснащения дренируемой части горизонтального ствола скважины (перфорированная эксплуатационная колонна, фильтр-хвостовик) требуется определенный способ исследования для точного установления обводненных интервалов. Особенно важно точное определение данных зон в условиях месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для сохранения интервалов притока углеводородов.
В открытой части горизонтального ствола предлагается применение с устройством физического воздействия модуля КС геофизического метода исследования, как эффективного способа установления нефтенасыщенных и водонасыщенных зон.
В перфорированной части эксплуатационной колонны горизонтального ствола предлагается дополнительно применение с устройством физического воздействия и модулем КС модуля Ксп, как эффективного способа более точного установления нефтенасыщенных и водонасыщенных зон. Экспериментально доказана эффективность определения насыщенности с применением метода определения Ксп.
За счет установки вышеописанных модулей к устройству по физическому воздействию сокращаются сроки проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с низкопроницаемымм коллекторами. За одну спускоподъемную операцию проводится на спуске исследование по выявлению обводненных интервалов и на подъеме последующая обработка данных зон физическим воздействием. Интенсивность и продолжительность обработки физическим воздействием определяется по исходным геолого-промысловым данным. После проведения исследования и перед обработкой физическим воздействием выявленных обводненных интервалов проводится закачка временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, с помощью колтюбинговой гибкой трубы. Применение временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, позволит предотвратить проникновение гелеобразующего водоизоляционного состава в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта и сохранить текущие фильтрационно-емкостные свойства данных участков ствола скважины.
При подъеме комплексного прибора проводится обработка физическим воздействием на каждом обводненном интервале для очистки фильтрационных каналов и улучшения проницаемости. Обработка физическим воздействием на каждом обводненном интервале позволит снизить давление закачки, увеличить глубину проникновения гелеобразующего водоизоляционного состава и способствовать созданию необходимых водоизоляционных экранов. После этого проводится закачка гелеобразующего водоизоляционного состава в обводненные интервалы. Для обеспечения однородного гелеобразующего водоизоляционного состава, снижения исходной вязкости и максимального глубокого проникновения в пласт в гелеобразующий водоизоляционный состав добавляют неионогенное поверхностно-активное вещество.
Описываемый способ поясняется таблицей, в которой приведены основные характеристики гелеобразующего водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5% мас., при температуре 70°С. Изменением концентрации ацетата хрома и неионогенного ПАВ регулируется время гелеобразования гелеобразующего водоизоляционного состава в широких пределах, особенно для проведения геолого-технических мероприятий по водоизоляционным работам в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. В качестве неионогенного ПАВ рекомендуется использовать неонол АФ 9-12.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
По результатам изучения динамики показателей разработки определяют скважины для проведения водоизоляционных работ. Для горизонтальных скважин с помощью предлагаемого комплексного устройства при его спуске определяют обводненные интервалы пласта. Для горизонтального открытого ствола используют модуль КС, для ствола с фильтром или перфорированной колонной - модуль Ксп. Далее прокачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт, с помощью колтюбинговой гибкой трубы. При подъеме комплексного прибора проводится обработка физическим воздействием на каждом обводненном интервале для очистки фильтрационных каналов и улучшения проницаемости обрабатываемой зоны.
Затем производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки гелеобразующего водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме. Перед обработкой устанавливают башмак насосно-компрессорных труб до верхней зоны каждого интервала обработки.
Рассчитывают необходимый объем гелеобразующего водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов дренируемой зоны пласта, запланированного под изоляцию. Перед закачкой состава в дренируемые зоны пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. % для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами. Трилон «В» взаимодействует с катионами поливалентных металлов и формирует высокопрочные комплексы, в связи с чем, при закачке силиката натрия преждевременные осадки не образуются.
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 добавляют рассчитанное количество окиси металла и на последнем этапе вводят небольшими порциями силикат натрия. В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.
Далее осуществляют закачку гелеобразующего водоизоляционного состава. При закачке состав поступает в обводненные пропластки, обработанные физическим воздействием для очистки и улучшения проницаемости. Затем состав продавливают в пласт в объеме НКТ + объем ствола дренируемой зоны скважины под водоизоляцию +0,5-1,0 м3. Для предотвращения образования техногенных трещин гелеобразующий водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая вязкость гелеобразующего водоизоляционного состава (2,0-12,0 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования также способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.
После продавливания гелеобразующего водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают индукционный период в течение 4-8 ч. После проводят промывку скважины, затем скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью 20-30 ч, в среднем на 25 ч. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых водой интервалах продуктивного пласта, снижает его неоднородность и, тем самым, сокращает объем поступающей в скважину воды.
Данные результаты подтверждаются фильтрационными экспериментами, проведенными 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».
Способ иллюстрируется следующим примером.
Пример. Производят операцию по водоизоляционным работам в добывающей скважине с приемистостью 160 м3/сут. Максимальный расход при закачке гелеобразующего водоизоляционного состава до обработки физическим воздействием составит 50-65 м3/сут., после обработки - 125-145 м3/сут. Для водоизоляционных работ в добывающей горизонтальной скважине закачивают гелеобразующий водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему обводненной части дренируемой зоны продуктивного пласта (примерно 180 м3 по результатам проведенных исследований комплексным устройством). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, температура которого равна 70°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий водоизоляционный состав, содержащий 5% силиката натрия, 0,5% неионогенного ПАВ, 0,5% ацетата хрома и воду (остальное). При этом индукционный период составит около 285 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 1898 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу равной примерно 22 ч.
Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующего водоизоляционного состава характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего водоизоляционного состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия. После прокачки раствора щелочи производят повторную промывку пресной водой горизонтального ствола скважины. Далее скважина закрывается на 10-12 ч для выдерживания технологической паузы, необходимой для набора гелеобразующим водоизоляционным составов максимальной прочности.
Технический результат способа изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пласта, снижении добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных интервалов в горизонтальной части добывающих скважин.
Основные характеристики гелеобразующего водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5% мас. при температуре 70°С
Claims (4)
1. Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, включающий обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего воду, силикат натрия и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, отличающийся тем, что указанное устройство комплектуют модулем КС - кажущегося сопротивления - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины при спуске компоновки до забоя, далее выделяются интервалы поступления воды, проводится закачка временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, и при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств, кроме этого, указанный гелеобразующий водоизоляционный состав дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %, индукционный период гелеобразующего водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч, после чего скважину запускают в работу.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное устройство дополнительно комплектуют модулем Ксп - коэффициента светопоглощения - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины, представленной перфорированной эксплуатационной колонной или фильтром-хвостовиком, при спуске компоновки до забоя.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016135151A RU2665494C2 (ru) | 2016-08-29 | 2016-08-29 | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016135151A RU2665494C2 (ru) | 2016-08-29 | 2016-08-29 | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016135151A RU2016135151A (ru) | 2018-03-05 |
| RU2016135151A3 RU2016135151A3 (ru) | 2018-03-26 |
| RU2665494C2 true RU2665494C2 (ru) | 2018-08-30 |
Family
ID=61597164
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016135151A RU2665494C2 (ru) | 2016-08-29 | 2016-08-29 | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2665494C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2762321C1 (ru) * | 2020-08-24 | 2021-12-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой |
| RU2819844C1 (ru) * | 2023-08-25 | 2024-05-27 | Алексей Владимирович Чубаров | Способ проведения водоизоляционных работ |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4031958A (en) * | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
| RU2117141C1 (ru) * | 1996-11-05 | 1998-08-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Способ разработки нефтяных месторождений |
| RU2228437C2 (ru) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения |
| RU2429343C1 (ru) * | 2010-10-20 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
-
2016
- 2016-08-29 RU RU2016135151A patent/RU2665494C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4031958A (en) * | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
| RU2117141C1 (ru) * | 1996-11-05 | 1998-08-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Способ разработки нефтяных месторождений |
| RU2228437C2 (ru) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения |
| RU2429343C1 (ru) * | 2010-10-20 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2762321C1 (ru) * | 2020-08-24 | 2021-12-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой |
| RU2762321C9 (ru) * | 2020-08-24 | 2022-01-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой |
| RU2819844C1 (ru) * | 2023-08-25 | 2024-05-27 | Алексей Владимирович Чубаров | Способ проведения водоизоляционных работ |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016135151A (ru) | 2018-03-05 |
| RU2016135151A3 (ru) | 2018-03-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2665494C2 (ru) | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2531985C1 (ru) | Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2554962C1 (ru) | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
| RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2632799C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти | |
| RU2784709C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2566343C1 (ru) | Способ импульсно-волновых обработок продуктивного пласта и устройство для его осуществления | |
| RU2724833C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора | |
| RU2094603C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины | |
| RU2790071C1 (ru) | Способ технологической обработки скважин | |
| RU2117141C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2262591C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта скважин | |
| RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением | |
| RU2260689C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2575384C1 (ru) | Способ глушения скважин и вязкоупругий состав для его осуществления |