RU2711202C2 - Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением - Google Patents
Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2711202C2 RU2711202C2 RU2017146261A RU2017146261A RU2711202C2 RU 2711202 C2 RU2711202 C2 RU 2711202C2 RU 2017146261 A RU2017146261 A RU 2017146261A RU 2017146261 A RU2017146261 A RU 2017146261A RU 2711202 C2 RU2711202 C2 RU 2711202C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- suspension
- composition
- volume
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 16
- 230000004941 influx Effects 0.000 title description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 claims abstract description 7
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims abstract description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 8
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H dialuminum;trisulfate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 229910000356 chromium(III) sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000015217 chromium(III) sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000011696 chromium(III) sulphate Substances 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- -1 GKZh Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);hydroxide;sulfate Chemical compound [OH-].[Cr+3].[O-]S([O-])(=O)=O DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 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
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229940103272 aluminum potassium sulfate Drugs 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области газодобычи, точнее к способам и технологическим составам, используемым при капитальном и текущем ремонте скважин для ограничения притоков пластовых вод в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями. Способ включает приготовление композиции, содержащей 0.5-5 мас.% высокомолекулярного анионного полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением дозой до 10 кГр, с содержанием карбоксильных групп 20-35%, в пресной или минерализованной воде, 0.5-5 мас.% сульфаминовой или соляной кислоты, 0.02-0.3 мас.% сульфата хрома или алюминия, вода – остальное. После чего продавливают композицию водой с рН>8 в объеме не менее объема скважины и выдерживают в течение не менее 10 часов. При этом перед закачкой суспензии временно изолируют продуктивный интервал пакером. Техническим результатом является увеличение радиуса обработки пласта и повышение добычи газа за счет снижения притока воды в скважину. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области газодобычи, точнее к способам и технологическим составам, используемым при капитальном и текущем ремонте скважин для ограничения притоков пластовых вод в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями.
Давление газа в пласте на газовом месторождении закономерно снижается по мере отбора газа из продуктивного коллектора. Следствием является подъем газоводяного контакта (ГВК) как на месторождении в целом, так и непосредственно с продуктивной скважиной. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, начиная с некоторого момента пластовая вода начинает двигаться к скважине, попутно разрушая коллектор. Скважина которая заполнена водой перестает работать и требует проведения ремонтных работ по удалению воды и, как правило удалению, поступающего вместе с водой песка. В случае месторождений газа с аномально низким пластовым давлением безопасное проведение ремонтных работ требует применения облегченных жидкостей глушения с низкой фильтруемостью в пласт, что также часто является проблемой.
Известен способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений путем поинтервального закачивания блокирующего агента через затрубное пространство, изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы и обеспечения при этом разницы давлений продавки агентов, при этом сначала в скважину закачивают блокирующий и изолирующий агент с различной структурной вязкостью, причем закачка производится при специально рассчитанных режимах закачки. (пат. РФ №2121569, от, 21.06.1996, МПК Е21В 43/32).
Недостатком способа является сложность выполнения работ и работа с реагентами различной структурной вязкости, определение которой затруднено при работе непосредственно на скважине.
Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени, отличающийся тем, что концентрация суспензии равна 21-50 мас. %, в качестве полимера используют полиакриламид и/или его производные, поливиниловый спирт и/или его производные, карбоксиметилцеллюлозу и/или ее производные, создают повышенное давление и выдержку под этим давлением. (Пат. РФ №2188930, от 02.11.2000, МПК МПК Е21В 33/138).
Недостатком способа является низкая плохая фильтруемость предлагаемой суспензии в пласт вследствие высокой концентрации полимера в органической жидкости из-за чего основная масса полимера при таком способе будет отфильтрована в области перфорационных отверстий и не позволит достичь высокой эффективности ограничения водопритоков в скважину.
Известен способ изоляции притока подошвенной воды и крепления прискважинной зоны пласта газовых скважин месторождений с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку по насосно-компрессорным трубам - НКТ водоизолирующей композиции, содержащей поливиниловый спирт и состоящей из компонентов, образующих при смешении в пласте непроницаемую зону, продавку ее в пласт, промывку и оставление скважины для образования непроницаемой зоны, причем предварительно закачивают гидрофобизирующую жидкость в объеме, по крайней мере, в два раза превышающем объем водоизолирующей композиции, а водоизолирующая композиция, помимо поливинилового спирта содержит ГКЖ, закачку которой осуществляют в последовательности - сначала поливиниловый спирт, затем буферную жидкость, ГКЖ, буферную жидкость, повторяя эти операции до достижения требуемой высоты интервала изоляции и крепления прискважинной зоны, после чего осуществляют указанные продавку, (Пат. РФ №2245438, от 27.08.2003, МПК Е21В 33/138). Недостатком способа является его сложность.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающий закачку состава для селективной водоизоляции, отличающийся тем, что после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу. (Пат. РФ №2247224, от 06.05.2002, МПК Е21В 33/13)
Недостатком способа является то, что требование расчета радиуса создаваемого экрана можно произвести только в случае однородных пластов, а в случае неоднородных пластов такой расчет представляется неоднозначным.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в газовой скважине, включающий закачку в пласт буфера, водоизолирующей композиции, содержащей уретановый предполимер, углеводородный растворитель и воду, продавку ее в пласт, отличающийся тем, что используют в качестве буфера газ с относительной влажностью не менее 10%, в качестве углеводородного растворителя - ацетон, (Пат. РФ №2400617 от, 03.06.2009, МПК Е21В 33/138)
Недостаток способа - использование легковоспламеняющего растворителя - ацетона.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ увеличения добычи нефти изложенный в (пат. заявка РФ: №2016105712, от 19.02.2016 Дата публикации заявки: 24.08.2017 Бюл. №24).
В известном способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, причем, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, а в качестве указанной соли используют - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас. %:
| указанная соль алюминия или хрома | 1-10 |
| указанный ПАА | остальное |
при этом водная дисперсия содержит 0,5-3% масс. указанной композиции в пластовой воде.
Недостатком известного способа является малый радиус обработки пласта вследствие роста давления создаваемого дисперсными гелями во время закачки дисперсных гелей в скважину в призабойной зоне. Целью изобретения является увеличение радиуса обработки пласта и связанное с ним повышение добычи газа за счет снижения притока воды в скважину.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающем приготовление композиции содержащей суспензию полиакриламида обработанного ионизирующим излучением в воде, водный раствор соли многовалентного металла, перед закачкой или во время закачки состава временно изолируют продуктивный интервал пакером или временной блокирующей системой после чего закачивают композицию следующего состава:
- анионный полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 20-35%, ограниченно растворимый в воде с рН<1.5 - 0.5-5%
- кислоту, например сульфаминовую кислоту или HCl до 2%.
- соль многовалентного металла, например сульфата хрома или алюминия - 0.02-0.5%
- вода – остальное.
Цель достигается также тем, что в указанном выше способе блокировку продуктивного пласта производят жидкостью глушения или блокирующей системой, с плотностью меньшей, чем плотность полимерной композиции. Закачку композиции в скважину проводят одновременно с закачкой инертного газа и для приготовления суспензии используется гидрофобно-модифицированный полиакрламид.
Сущность изобретения состоит в том, что вода, используемая для приготовления полимерно-гелевой системы и пластовая вода имеют различное значение рН, Первоначально полиакриламид находится в водной среде в виде частично набухшего в воде дисперсного геля, а частично в виде раствора. Гель образуется вследствие того, что применяемый полимер обработан ионизирующим излучением дозой до 10 кГр. Ограничение по дозе связано с необходимостью получения редко сшитого полимера и сохранению в составе полимера растворимого в воде несшитого полимера. Несшитый полимер и дисперсные гели в нейтральной среде взаимодействуют с имеющимися в растворе ионами трехвалентного хрома или алюминия с образованием сплошного геля. В кислой среде с рН менее 1,5 такая реакция идет медленно и система может оставаться стабильной несколько суток, что позволяет ее закачивать в пласт без риска преждевременного гелевобразования в стволе скважины. Кроме того использование гидролизованого полиакриламида позволяет временно снизить набухаемость гелей при рН<1.5 за счет уменьшения диссоциации карбонильных групп полиакриламида, которое наиболее заметно при содержании карбоксильных групп (степени гидролиза) 20-35%, так как обеспечивает наибольшую чувствительность свойств полимерно-гелевой системы к рН водной среды. ПГС с низким значением рН<1.5 имеет меньший объем полимерных гелей и соответственно более высокую текучесть системы. Более текучая система более глубокого проникает в пласт и, следовательно, имеет большую эффективность. Более высокая текучесть системы позволяет использовать при обработке газовых скважин с аномально низким пластовым давлением временные блокирующие системы, что упрощает способ и улучшает его экономические показатели. Повышение рН приводит к понижению текучести, закреплению гелей в поровом объеме и тем самым ограничивает приток воды к скважине. Повышение рН может происходить за счет разбавления ПГС пластовой водой с высоким значением рН, а также после контакта композиции с водой имеющей рН>8. Выдержка свыше 10 часов необходима для обеспечения диффузии пластовой воды в полимерный гель для повышения рН воды связанной гелем. Перед закачкой композиции можно временно изолировать обрабатываемый интервал пласта установкой пакера или во время обработки скважины проводить совместную двухфазную фильтрацию газа и жидкой полимерно-гелевой системы, что создает повышенное сопротивление при фильтрации жидкости в пласт в верхней, продуктивной по газу части интервала перфорации.
Пример 1.
В лабораторных условиях испытаны варианты композиции с различным составом компонентов и изучена текучесть композиции на вискозиметре для буровых растворов ВБР-2. Вискозиметр ВБР-2 предназначен для определения условной вязкости буровых растворов, например на основе глинистой суспензии, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, но используется также для контроля вязкости разных технологических жидкостей в промысловых условиях. Вискозиметр ВБР-2 представляет собой воронку, испытуемая жидкость в которой истекает через трубку с внутренним диаметром 5 мм и длиной 100 мм. В данном примере была исследована текучесть дисперсных полимерно-гелевых систем в зависимости от содержания в ней полимера, значения рН и применяемой для его регулирования кислоты. Вследствие того что вязкость системы изменяется в очень широком диапазоне (от 1 сП до бесконечности), удобно использовать обратную вязкости величину - текучесть. Величина текучести в этом случае будет изменяться практически в диапазоне 0-1 (если измерять в сП или использовать относительную к воде вязкость). В случае сравнения с водой, текучесть удобно измерять в % от текучести воды в при 20°C. При измерениях на вискозиметре ВБР-2 относительную текучесть ПГС рассчитывали как отношение времени истечения воды к времени истечения испытуемой ПГС при 20°C, выраженное в %. ПГС готовили в два этапа. На первом этапе в 98 г пластовой воды с минерализацией 17 г литр растворили 2 г сульфаминовой кислоты и 0.4 г основного сульфата хрома. Далее навеску 4 г. анионного ПАА со степенью гидролиза 35% смешивали с водой и перемешивали в течении не менее 2-х часов. После этого измеряли рН раствора и время истечения 100 мл системы на вискозиметре ВБР-2 при комнатной температуре. Результаты измерения вязкости представляли в виде отношения времени истечения ПГС к времени истечения воды. Результаты измерений Рн=1, текучесть = 65%, далее к ПГС добавляли 1 г соды в водном растворе и измеряли рН и текучесть системы. Результат - текучесть понизилась до 0.
По аналогии были приготовлены полимерно-гелевые системы с другими компонентами и их концентрациями. Все полученные результаты измерений сведены в таблицу 1
1 - Гидролизовнный полиакриламид, 2 - сульфат хрома основной 3 - сульфат алюминия-калия, 4 - сульфаминовая кислота (NH2SO2OH), 5 - текучесть по отношению к текучести воды измеренной на вискозиметре ВБР-2
Пример 2.
В данном примере смоделированы условия движения флюидов в продуктивном коллекторе, возникающие при закачке в пласт ПГС через скважину и при обратном движении пластовой воды из пласта в скважину. При реализации способа исследовали фактор остаточного сопротивления в модели пласта после его обработки ПГС. Для моделирования условий фильтрации в обводненном интервале перфорации газовой скважины использовали трубчатую модель пласта, заполненную кварцевым песком газового месторождения проницаемостью 900 мДарси. Параметры модели пласта: - диаметр 28 мм длина - 200 мм. Моделирование способа включало два этапа. На первом этапе готовили полимерно-гелевую систему и продавочную воду следующим образом. Для приготовления полимерно-гелевой системы к 100 граммам пластовой воды с минерализацией 17 г л добавили 1 г соляной кислоты (ГОСТ 3118-77), 0,1 г порошка основного сульфата хрома марки «Хромотель XGS», после чего к этому раствору при перемешивании добавили 2 г высокомолекулярного полиакриламида со степенью гидролиза 32%, обработанного ионизирующим излучением 4,0 кГр. продавочную воду готовили растворением 2 г кальцинированной соды в 100 г пластовой воды. Измеренное значение рН=1. Полученную полимерно-гелевую систему закачали в модель пласта со скоростью 14 мл в минуту, до возрастания давления до 25 атм и продавили в модель пласта 20 мл продавочной водой. Далее остановили закачку на 24 часа. После остановки провели закачку в пласт пластовой воды в обратном направлении - для моделирования притока пластовой воды в скважину. В результате давление на входе в модель пласта при обратной фильтрации воды возросло до 65 атм и стабилизировалось на этом уровне даже после закачки 10 поровых объемов пластовой воды.
Claims (7)
1. Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий приготовление композиции, содержащей суспензию полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением в воде, соль многовалентного металла, закачку в добывающую скважину суспензии, отличающийся тем, что перед закачкой суспензии временно изолируют продуктивный интервал пакером, после чего закачивают суспензию полиакриламида в составе композиции следующего состава:
- высокомолекулярный анионный полиакриламид, обработанный ионизирующим излучение дозой до 10 кГр, с содержанием карбоксильных групп 20-35%, в пресной или минерализованной воде - 0.5-5 мас.%,
- кислота, например сульфаминовая или соляная 0.5-5 мас.%,
- сульфат хрома или алюминия - 0.02-0.3 мас.%,
- вода - остальное,
после чего продавливают композицию водой с рН>8 в объеме не менее объема скважины и выдерживают в течение не менее 10 часов.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку суспензии в скважину проводят одновременно с закачкой инертного газа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146261A RU2711202C2 (ru) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146261A RU2711202C2 (ru) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017146261A RU2017146261A (ru) | 2019-06-27 |
| RU2017146261A3 RU2017146261A3 (ru) | 2019-07-17 |
| RU2711202C2 true RU2711202C2 (ru) | 2020-01-15 |
Family
ID=67002627
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146261A RU2711202C2 (ru) | 2017-12-27 | 2017-12-27 | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2711202C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778814C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-08-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ селективного отбора проб продукции пластов одной скважины |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2019246011A1 (en) * | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Optipac packing tube leak-off inhibiting methods |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3841401A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Process for recovering hydrocarbon using polymer obtained by radiation polymerization |
| SU1624133A1 (ru) * | 1989-02-16 | 1991-01-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений |
| RU2026958C1 (ru) * | 1991-06-25 | 1995-01-20 | Научно-внедренческое товарищество с ограниченной ответственностью "Реотек" | Гелеобразующий состав для временной изоляции пласта |
| RU2099520C1 (ru) * | 1995-06-19 | 1997-12-20 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
-
2017
- 2017-12-27 RU RU2017146261A patent/RU2711202C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3841401A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Process for recovering hydrocarbon using polymer obtained by radiation polymerization |
| SU1624133A1 (ru) * | 1989-02-16 | 1991-01-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений |
| RU2026958C1 (ru) * | 1991-06-25 | 1995-01-20 | Научно-внедренческое товарищество с ограниченной ответственностью "Реотек" | Гелеобразующий состав для временной изоляции пласта |
| RU2099520C1 (ru) * | 1995-06-19 | 1997-12-20 | Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778814C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-08-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ селективного отбора проб продукции пластов одной скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017146261A3 (ru) | 2019-07-17 |
| RU2017146261A (ru) | 2019-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0474284A1 (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| AU2014411439B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| US9611420B2 (en) | Crosslinking chitosan for reducing permeability in a well | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2724828C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2627807C1 (ru) | Жидкость для глушения нефтегазовых скважин | |
| RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2633466C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2360099C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2757331C1 (ru) | Состав для разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2634467C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину |