RU2740986C1 - Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2740986C1 RU2740986C1 RU2019143055A RU2019143055A RU2740986C1 RU 2740986 C1 RU2740986 C1 RU 2740986C1 RU 2019143055 A RU2019143055 A RU 2019143055A RU 2019143055 A RU2019143055 A RU 2019143055A RU 2740986 C1 RU2740986 C1 RU 2740986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- gas
- formation
- well
- composition
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 64
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 15
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 2
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229920001558 organosilicon polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000012783 reinforcing fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- -1 vol.%: HGG-77 - 0.5 Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- 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
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта и обеспечения дальнейшей их эксплуатации. Способ включает закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья, выдержку на период отверждения и набора прочности. При этом в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ. Закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном при следующем соотношении компонентов, мас.%: АКОР-БН 102 - 15-26, хлорид кальция CaCl2 - 12-25, базальтовое волокно - 0,5-3,0, вода - остальное. Смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м. На втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва. В процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин после ГРП за счет снижения притока пластовых вод, увеличения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин. 1 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) и обеспечения дальнейшей их эксплуатации.
Одной из причин обводнения продукции нефтяных и газовых скважин является вскрытие в отдельных случаях водонасыщенного пропластка или другого источника обводнения в процессе проведения ГРП в скважине, при котором открывается интенсивный приток воды в скважину. Это приводит в нефтяных скважинах к обводнению продукции на 90% и выше, а в газовых или газоконденсатных скважинах приводит либо к их самозадавливание, либо к экстремальному снижению дебита газа из-за значительного гидравлического сопротивления столба жидкости в стволе скважины.
Поэтому большинство нефтяных и газовых скважин, выбранных для проведения ГРП, считаются «опасными» по причине значительного увеличения обводненности продукции после проведения операции ГРП. Основным фактором, приводящим к данному ограничению области применения ГРП, является расположение уровня ГВК или водонасыщенных пропластков вблизи предполагаемого радиуса трещины разрыва, особенно в скважинах с глубиной интервала перфорации ниже 1000 м.
Известен способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах (см. патент РФ №2566345, МПК Е21В 43/267, опубл. 25.10.2015), который характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об.%: дизельное топливо - 99,0-99,5, гелант HGG-77 - 0,3-0,5, активатор HGA-10 - 0,2-0,5, проводят прокачку сшитой «подушки» геля в продуктивный пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана состава, об.%: HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89, этилсиликат ЭТС-40 - 10, проводят мини гидравлический разрыв пласта, с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об.%: гелант HGG-77 - 0,8, активатор HGA-10 - 0,8, дизельное топливо - 93,4, кремнийоргананическая жидкость ГКЖ-11Н - 5, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 200 кг/м3, продавливают жидкость - проппантоноситель в пласт дизельным топливом, проводят основной гидравлический разрыв пласта с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об.%: гелант HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5, дизельное топливо - 89, ЭТС-40 - 10, и в качестве проппанта - опоки используют, предварительно насыщенной этилсиликатом ЭТС-40, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 1200 кг/ м3, с последующей про давкой в пласт дизельным топливом.
Недостатком данного способа является значительное снижение коэффициента продуктивности скважины за счет снижения проводимости пачки пропанта, пропитанного предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью и смешанного с кремнийорганическим тампонажным материалом в призабойной зоне пласта, при их закачке в интервале перфорации.
Известен способ ремонтно-изоляционных работ после гидравлического разрыва пласта (см. патент RU 2278243 С2, опубл. 20.06.2006) обеспечивающий повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ в скважинах после гидравлического разрыва продуктивного пласта, включающий временное отключение продуктивного пласта в интервале каналов низких фильтрационных сопротивлений путем установки цементного моста с задавливанием в продуктивный пласт цемента в объеме, определяемом по мощности продуктивного пласта, длине перфорационных отверстий в продуктивном пласте и ширине трещины гидравлического разрыва, ликвидацию водопритока из водоносного пласта, лежащего ниже продуктивного пласта, путем перфорации непроницаемого пропластка, отделяющего водоносный пласт от продуктивного, и закачки цементного раствора с расширяющей добавкой через перфорационные отверстия пропластка, разбуривание цементного моста, создание каналов низких фильтрационных сопротивлений между продуктивным пластом и скважиной повторной перфорацией продуктивного пласта.
Недостатком способа является предназначение его для изоляции главным образом заколонных перетоков из водоносного пласта, лежащего ниже продуктивного, по трещинам в цементном камне, образовавшихся после операции ГРП в обсаженных эксплуатационной колонной нефтяных или газовых скважинах.
Наиболее близким к предполагаемому изобретению является способ ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП. (К вопросу ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП / A.M. Строганов и др. // "Нефть.Газ.Новации.". - 2013. - №7 (174). - С. 23-25) включающий: закачку расчетного объема буферной жидкости (изопропиловый спирт, для селективного проникновения в пласт и создания буфера между водоизолирующим составом и водой); закачку расчетного объема водоизолирующего состава АКОР-БН 102 в товарной форме; продавку и перепродавку, тампонажного состава товарной нефтью за расчетное время при расчетных давлениях в начале и конце продавки, и последующую выдержку на период отверждения и набора прочности.
Недостатком данного способа является резкое снижение коэффициента продуктивности скважины и не существенное снижение обводненности продукции скважины, всего до 50%.
Задачей изобретения является создание способа восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, обеспечивающего повышение эффективности эксплуатации скважин после ГРП за счет снижения притока пластовых вод, повышения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин.
Поставленная задача решается тем, что в способе восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья; выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ, закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном при следующем соотношении компонентов, мас.%: АКОР-БН 102 - 15-26; хлорид кальция CaCl2 - 12-25; базальтовое волокно - 0,5-3,0; вода - остальное. Смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м. На втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва. В процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом.
Закачка буферной жидкости, осуществляемая на начальном этапе, служит для предупреждения раннего взаимодействия водоизоляционного состава с пластовой водой. Использование в качестве буферной жидкости ацетона обусловлено его высокой растворимостью в воде и весьма низкой вязкостью, что обеспечивает снижение сопротивления фильтрации в пористых средах. Фильтруясь через поры проппантозаполненной трещины гироразрыва и капилляры пород пласта на границе плоскости ее крыльев, ацетон подготавливает фильтрацию через них относительно более вязкого водоизоляционного состава. Немаловажным является и тот факт, что ацетон улучшает структуру воды и тем самым повышает растворимость в ней органических реагентов.
Использование природного газа вместо нефти для продавливания водоизолирующих составов предотвращает загрязнение каналов фильтрации в призабойной зоне пласта нефтепродуктами.
При изоляции водопритоков большое значение имеют фильтрационные и водоизолирующие свойства состава. Водоизоляционный состав должен обладать высокой проникающей способностью в каналы проницаемости трещины гидроразрыва и пород пласта, низкой вязкостью в пластовых условиях до отверждения, легко проникать в водонасыщенные каналы продуктивного пласта, вытеснять из них воду, а через расчетное время превращаться в гель, имеющий необходимые структурно-механические свойства.
Для практической реализации работ по изоляции притока пластовой воды по трещине ГРП необходимо предусматривать создание водоизоляционной «подушки» между водонасыщенным и продуктивным пластами и недопустима изоляция всего объема закрепленной пропантом трещины пласта. Водоизоляционный состав после отверждения должен обладать высокими характеристиками структурной прочности по предельному напряжению сдвига.
Использование в качестве водоизолирующего состава кремнийорганического тампонажного материала АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция приводит к образованию более прочных и плотных структур материала после отверждения за счет минерализации и присутствия ионов кальция, которые выполняет роль сшивателя высокомолекулярных цепей кремнеорганического полимерного материала. Кроме того, раствор хлорида кальция с высокой плотностью значительно утяжеляет смесь, что способствует проникновению состава в трещины гидроразрыва в направлении нижележащего водоносного пропластка за счет гравитационных сил и обеспечивает более эффективному тампонированию каналов фильтрации пластовой воды. Этому способствует и проницаемость проппантозаполненного объема трещины гидроразрыва, которая в 1,5-2,5 раза выше, чем проницаемость пород пласта.
Использование АКОР-БН 102 в товарной форме на втором этапе предотвращает кольматацию трещин гидроразрыва и порового пространства продуктивного пласта в области фильтрации углеводородной продукции за счет исключения образования твердых фаз. В процессе закачки АКОР-БН 102 в товарной форме состав фильтруется преимущественно в водонасыщенную зону, где при взаимодействии с пластовой водой образуется достаточно прочный гель, снижающий проницаемость пор трещины или каналов фильтрации пород продуктивного пласта практически до нуля. В углеводородонасыщенной части пласта состав АКОР-БН 102 также образует гель, но непрочный, который легко выносится из пласта при создании депрессии.
Важным параметром для оценки эффективности гелевых систем для применения их с целью ограничения водопритока является структурная прочность. Армирование водоизолирующего состава базальтовыми волокнами в присутствии хлорида кальция обеспечивает получению более прочного материала для закупорки и изоляции трещин гидроразрыва, а также порового пространства пород на границе с водоносным горизонтом. Предельное напряжение сдвига армированных полимерных систем, приготовленных на минерализованной воде, выше, чем у неармированных полимерных растворов в 16,7-23,3 раз в зависимости от типа армирующего волокна.
При снижении содержания АКОР-БН 102 в смеси ниже 15 мас.% ухудшается качество получаемого материала после отверждения, в результате повышается приток пластовой воды в скважину. Увеличение его содержания более 26 мас.% приводит к снижению времени гелеобразования и отверждения и не обеспечивает качественное заполнение смесью трещин из-за раннего схватывания.
При снижении содержания хлорида кальция ниже 12 мас.% уменьшается плотность смеси и структурная прочность материала, образующегося из водоизоляционного состава, что приводит к снижению качества водоизоляционных работ. При увеличении содержания хлорида кальция выше 25 мас.% уменьшается время гелеобразования и отверждения смеси и не обеспечивается также качественное проведение водоизоляционных работ.
Содержание базальтового волокна в пределах 0,5-3,0 мас.% обеспечивает качественное армирование тампонажного материала. Введение базальтового волокна менее 0,5 мас.% практически не способствует увеличению сдвиговой прочности геля, образующегося из водоизоляционного состава. При введении базальтового волокна более 3 мас.% возрастает вязкость водоизоляционного состава и снижается эффективность заполнения составом трещин разрыва.
Закачка смеси с выходом в водонасыщенный пласт на глубину 0,5-0,75 м обеспечивает создание водоизоляционной «подушки» между водонасыщенным и продуктивным пластами и предотвращение притока пластовой воды на забой скважины. При снижении глубины менее 0,5 м не обеспечивает гарантированную изоляцию продуктивного пласта от водонасыщенного горизонта. Увеличение глубины более 0,75 м приводит к перерасходу материалов и практически не оказывает влияние на параметры водоизоляции.
Опыт селективной изоляции показывает, что остаточный приток пластовой воды составляет 0,5-5% от первоначального притока. Наиболее оптимальным способом удаления этого остаточного объема пластовой воды с забоя скважины является газлифтный с использованием в качестве рабочего агента газа добычи данной скважины. Для повышения эффективности удаления жидкости за счет формирования оптимальной структуры потока газожидкостной смеси в НКТ могут быть устанавлены диспергаторные устройства.
Сущность заявленного изобретения описывается следующим примером.
Для реализации предлагаемого способа проводят глушение скважины. Устье скважины оборудуют с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции. Скважину оборудуют внутрискважинным газлифтным оборудованием. В случае необходимости для повышения эффективности подъема пластовой воды за счет регулирования структуры газожидкостного потока в колонне НКТ могут быть установлены диспергаторные устройства.
Для оценки основных параметров трещины в пласте после ГРП проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. При этом определяют приемистость каналов фильтрации в призабойной зоне и в объеме трещины разрыва. По результатам интерпретации кривой восстановления давления рассчитывают основные геометрические параметры трещины ГРП. Для расчета можно использовать формулы, приведенные в «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с. Собирают и анализируют информация о скважине и флюидах. Проводят контрольные лабораторные исследования водоизоляционной композиции с целью определения времени реакции АКОР БН 102 с раствором хлорида кальция при заданных соотношениях компонентов. Уточняют массовое соотношение компонентов, время начала полимеризации водоизоляционного состава и продолжительность технологического процесса закачки и продавки.
Ремонтно-изоляционные работы проводят через нижнюю часть перфорационного интервала скважины. Башмак НКТ устанавливают на 0,5-1,0 м ниже нижних отверстий интервала перфорации. Далее проводят обвязку НКТ с агрегатом ЦА-320 и системой подачи природного газа. Удаляют остатки жидкостей из ствола скважины прямой циркуляцией газа при открытой задвижке в межтрубном пространстве.
В мернике ЦА-320 приготавливают технологическую композицию водоизоляционных составов введением расчетных количеств компонентов: АКОР-БН 102, раствор хлорида кальция и базальтового волокна. Компоненты перемешивают. Затем с помощью агрегата ЦА-320 при закрытой задвижке в межтрубном пространстве последовательно закачивают, а с помощью природного углеводородного газа продавливают через НКТ расчетный объем буферной жидкости - ацетона, расчетный объем готовой композиции водоизоляционного состава, расчетный объем состава АКОР-БН 102 в товарной форме. Продавку жидкостей проводят с помощью природного углеводородного газа. Расчетный объем продавки композиционного водоизоляционного составов, содержащего АКОР-БН 102, хлорид кальция и базальтовое волокно должен обеспечить помимо заполнения нижней половины трещины гидроразрыва и выход состава в водонасыщенный горизонт на глубину 0,5-0,75 м. В процессе выполнения работы осуществляют контроль расхода буферной жидкости, водоизоляционных составов, продавочного газа, давления закачки и продавки.
Скважину оставляют в покое до полимеризации композиции (24-48 час) под остаточным давлением, равным конечному давлению продавки. После полимеризации проверяют наличие или отсутствие отвердевшего геля в стволе скважины. В дальнейшем скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
Исследования водоизоляционных работ (ВИР) проводили при различных режимах и параметрах водоизоляционных составов. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Как видно из таблицы после проведения водоизоляционных работ дебит газа увеличивается с 26-30 тыс.м3/сут до 64-78 тыс.м3/сут или в 2,4-2,6 раза, а приток пластовой воды снижается с 4,1-4,7 м3/сут до 0,5-1,0 м3/сут или в 4,6-9,4 раза. По сравнению с прототипом дебит газа увеличивается в 1,2-1,5 раза, а приток пластовой воды снижается в 2,1-4,2 раза.
Результаты исследований показывают, что при реализации предполагаемого способа происходит эффективная изоляция продуктивного пласта от водонасыщенного за счет качественной закупорки трещин гидроразрыва и порового пространства, что практически предотвращает приток пластовой воды на забой скважины.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин после проведения ГРП при наличии водонащынных пропластков в радиусе трещин гидроразрыва за счет снижения притока пластовых вод, увеличения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания. При этом увеличивается межремонтный период эксплуатации за счет постоянного извлечения остаточных объемов пластовой воды с забоя скважины и предотвращения накопления жидкости на забое скважины.
Claims (3)
- Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, включающий закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья; выдержку на период отверждения и набора прочности, отличающийся тем, в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ, закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном, мас.%:
-
материал АКОР-БН 102 12-25 хлорид кальция СаСl2 15-26 базальтовое волокно 0,5-3,0 вода остальное, - смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м, на втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва, в процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143055A RU2740986C1 (ru) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143055A RU2740986C1 (ru) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2740986C1 true RU2740986C1 (ru) | 2021-01-22 |
Family
ID=74213282
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019143055A RU2740986C1 (ru) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2740986C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113445980A (zh) * | 2021-07-08 | 2021-09-28 | 徐州工程学院 | 一种强化地面钻井水力压裂增透效果的方法 |
| RU2775504C1 (ru) * | 2021-05-31 | 2022-07-04 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Способ ограничения водопритоков в нефтегазовых скважинах |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0626002A1 (en) * | 1992-02-15 | 1994-11-30 | Brunner Mond & Co Ltd | HIGH DENSITY AQUEOUS COMPOSITIONS. |
| RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2278243C2 (ru) * | 2004-04-29 | 2006-06-20 | Григорий Михайлович Копытов | Способ ремонтно-изоляционных работ после гидравлического разрыва пласта |
| RU2400617C1 (ru) * | 2009-06-03 | 2010-09-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ изоляции притока пластовых вод в газовой скважине |
| RU2507377C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
-
2019
- 2019-12-23 RU RU2019143055A patent/RU2740986C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0626002A1 (en) * | 1992-02-15 | 1994-11-30 | Brunner Mond & Co Ltd | HIGH DENSITY AQUEOUS COMPOSITIONS. |
| RU2278243C2 (ru) * | 2004-04-29 | 2006-06-20 | Григорий Михайлович Копытов | Способ ремонтно-изоляционных работ после гидравлического разрыва пласта |
| RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2400617C1 (ru) * | 2009-06-03 | 2010-09-27 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ изоляции притока пластовых вод в газовой скважине |
| RU2507377C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| E. N. BAIKOVA and others. Experience in the use of technologies for limiting water inflow and repair and insulation works in fractured carbonate reservoirs. Georesources. 2016.Vol. 18 N 3.Part 1. p. 175-185. * |
| STROGANOV AM et al. On the issue of limiting water inflows in an oil well after hydraulic fracturing. "Oil. Gas. Innovations." 2013. N 7 (174). S. 23-25. * |
| БАЙКОВА Е.Н. и др. Опыт применения технологий ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в трещиноватых карбонатных коллекторах. Георесурсы. 2016. Т. 18 N 3. Ч.1. с.175-185. * |
| СТРОГАНОВ A.M. и др. К вопросу ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП. "Нефть.Газ.Новации.". 2013. N 7 (174). С. 23-25. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775504C1 (ru) * | 2021-05-31 | 2022-07-04 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Способ ограничения водопритоков в нефтегазовых скважинах |
| CN113445980A (zh) * | 2021-07-08 | 2021-09-28 | 徐州工程学院 | 一种强化地面钻井水力压裂增透效果的方法 |
| RU2794105C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2315171C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| WO2023114299A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
| RU2459936C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2735008C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
| RU2768785C1 (ru) | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти | |
| RU2768569C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2820950C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2768864C1 (ru) | Способ повышения продуктивности скважин | |
| RU2777004C1 (ru) | Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород | |
| RU2494243C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины |