RU2781204C1 - Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации - Google Patents
Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781204C1 RU2781204C1 RU2021127644A RU2021127644A RU2781204C1 RU 2781204 C1 RU2781204 C1 RU 2781204C1 RU 2021127644 A RU2021127644 A RU 2021127644A RU 2021127644 A RU2021127644 A RU 2021127644A RU 2781204 C1 RU2781204 C1 RU 2781204C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- water
- forming composition
- forming
- rim
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 57
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims abstract description 16
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N Boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- IEDVJHCEMCRBQM-UHFFFAOYSA-N Trimethoprim Chemical compound COC1=C(OC)C(OC)=CC(CC=2C(=NC(N)=NC=2)N)=C1 IEDVJHCEMCRBQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims abstract 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 23
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract 4
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 abstract 2
- CDMADVZSLOHIFP-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane;decahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 CDMADVZSLOHIFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 150000004687 hexahydrates Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 32
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 16
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000710179 Potato virus S Species 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WGXQAZYFZVZEGQ-UHFFFAOYSA-N borax Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B(O)O[B-]2(O)OB(O)O[B-]1(O)O2 WGXQAZYFZVZEGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000000495 cryogel Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- GWBHWYLJIZSBDX-UHFFFAOYSA-N hexaaquasodium(1+) Chemical compound [H]O([H])[Na+](O([H])[H])(O([H])[H])(O([H])[H])(O([H])[H])O([H])[H] GWBHWYLJIZSBDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic Effects 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ограничение водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах коллекторов с различной проницаемостью, в том числе карбонатных пород, насыщенных высоковязкой нефтью. В способе ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с использованием гелеобразующего состава на основе поливинилового спирта и борной кислоты гелеобразующий состав в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками гелеобразователя и сшивателя в объемном соотношении от 1:1 до 15:1, способными образовывать гели непосредственно в пластовых условиях, при этом между оторочками гелеобразователя и сшивателя закачивают буферную оторочку воды 1-2 м3, при этом первая оторочка - гелеобразователь и последняя оторочка – сшиватель. После закачки последней оторочки гелеобразующий состав продавливают в пласт из насосно-компрессорных труб буферным объемом воды 8-10 м3. Затем скважину закрывают и выдерживают от 12 часов до 1-3 суток. Гелеобразователь содержит, мас.%: поливиниловый спирт ПВС 3-7; борную кислоту 1; глицерин 0-50; воду остальное. Сшиватель содержит, мас.%: буру десятиводную или шестиводную 2,5-10; глицерин 20-50; воду остальное. 8 ил., 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах коллекторов с различной проницаемостью, в том числе карбонатных пород, насыщенных высоковязкой нефтью,
Известны составы для ограничения водопритока и прорыва газа на основе полимера поливинилового спирта и различных реагентов (пат. РФ №2032068, пат. РФ №2209297, пат. РФ №2245438, пат. РФ №2280658, пат. РФ №2377389, пат. РФ №2380394, пат. РФ №2411278). Недостатком указанных составов является недостаточная эффективность изоляционных работ и непроизводительные затраты в промысловых условиях.
Наиболее близким по технической сущности является способ изготовления водонепроницаемого экрана в низкотемпературных грунтовых материалах элементов гидротехнического сооружения (Пат. №2276703). При реализации этого способа используется состав, включающий поливиниловый спирт - структурообразователь, воду и борную кислоту при следующих соотношениях компонентов, мас. %: поливиниловый спирт - 3,0-10,0, борная кислота - 0,2-1,0, вода - остальное. Состав способен при температуре 0-10°С образовывать гель, который создает противофильтрационный экран, а затем в процессе замораживания - размораживания он превращается в криогель, при этом его противофильтрационные и прочностные характеристики улучшаются. Однако в зонах с большим поглощением и высокой скоростью потока воды или газа противофильтрационные и прочностные характеристики состава недостаточны. Кроме того, время гелеобразования состава достаточно велико, от нескольких часов до нескольких суток, его градиент давления прорыва газа недостаточно высок для блокирования прорыва газа в призабойной зоне пласта.
Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке эффективного способа ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующего состава для реализации предлагаемого способа.
Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с использованием гелеобразующего состава на основе поливинилового спирта и борной кислоты, заключается в том, что гелеобразующий состав в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками гелеобразователя и сшивателя в объемном соотношении от 1:1 до 15:1, способными образовывать гели непосредственно в пластовых условиях, между оторочками гелеобразователя и сшивателя закачивают буферную оторочку воды 1-2 м3, при этом первая оторочка - гелеобразователь и последняя оторочка - сшиватель, после закачки последней оторочки гелеобразующий состав продавливают в пласт из насосно-компрессорных труб буферным объемом воды 8-10 м3, затем скважину закрывают и выдерживают от 12 часов до 1-3 суток, составы используют при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гелеобразователь:
| Поливиниловый спирт ПВС | 3-7 |
| Борная кислота | 1,0 |
| Глицерин | 0-50 |
| Вода | Остальное |
Сшиватель:
| Бура (десятиводная или шестиводная) | 2,5-10 |
| Глицерин | 20-50 |
| Вода | Остальное |
Образующиеся в пласте гели блокируют прорывы газа и/или воды, что приводит к повышению эффективности работы скважин, снижению обводненности продукции и увеличению добычи нефти.
Способ применим в широком интервале температур, от 0 до 50°С, на нефтяных месторождениях с терригенными и карбонатными коллекторами, в различных геолого-физических условиях и на разных стадиях разработки месторождений, в частности, в условиях пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.
Гелеобразующий состав готовится в виде двух водных растворов: раствор 1 (гелеобразователь) на основе водорастворимого полимера, аддукта неорганической кислоты и многоатомного спирта; раствор 2 (сшиватель) на основе соли неорганической кислоты и многоатомного спирта.
Гелеобразующий состав имеет хорошие показатели адгезии к породе пласта, низкую газопроницаемость (высокий градиент давления прорыва газа), применим в широком интервале пластовых температур и минерализации вод, для высоко неоднородных пластов, с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования.
При чередующейся закачке растворов при их смешении непосредственно в пласте образуется объемный гель, блокирующий прорывы воды и/или газа.
В гелеобразующем составе используется полимер с верхней критической температурой растворения - поливиниловый спирт (ПВС), пленки которого имеют наиболее низкую газопроницаемость из промышленных полимеров.
Гелеобразующий состав - пожаробезопасная жидкость, без запаха, может применяться в широком интервале пластовых температур и минерализации вод, для высоко неоднородных пластов. Состав технологичен в применении, не вызывает коррозии нефтепромыслового оборудования.
Объем закачиваемого гелеобразующего состава составляет 1 - 10 м3 раствора на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и, как правило, не меньше половины дебита добывающей скважины. Исходя из промыслового опыта, минимальный объем состава составляет 50-200 м3 на одну скважино-операцию.
Бура (тетраборат натрия десятиводный или шестиводный Na2B4O7⋅10H2O или Na2B4O7⋅6H2O) - любой производитель - РФ, Турция, Китай.
Поливиниловый спирт ПВС 16/1 - производитель Невинномысское объединение «АЗОТ», РФ, официальный дистрибьютер «Еврохим», Москва, ГОСТ 10779-78. Можно использовать поливиниловый спирт PVS 1399 или PVS 1399М, 1799 производства фирмы Sandy, Китай, или аналогичные продукты.
Поливиниловый спирт (ПВС) [-СН2-СН(ОН)-]n - порошок белого или желтоватого цвета. ПВС - твердый полимер, без вкуса и запаха; нетоксичен; содержит микрокристаллические образования. Большая часть гидроксильных групп ПВС связана водородными связями. Так, при комнатной температуре в связанном состоянии находится около 70% гидроксильных групп. Практически полное разрушение водородных связей наступает при 150°С. Ввиду наличия большого числа водородных связей ПВС растворяется лишь в горячей воде (при температуре 80 - 100°С) при перемешивании в течение 2 - 4 ч. Водные растворы ПВС нестабильны при хранении: через несколько часов после приготовления их вязкость увеличивается. Для придания такому раствору первоначальных свойств его следует, перемешивая, прогреть при 70 - 90°С в течение 0.5 - 1.5 ч. Основным и единственным для ПВС растворителем на практике служит вода. ПВС растворим также в диметилформамиде и многоатомных спиртах; устойчив к действию масел, жиров, алифатических и ароматических углеводородов. ПВС устойчив к действию разбавленных кислот и щелочей. Молекулярная масса ПВС в зависимости от способа получения лежит в пределах 5000 - 1000000.
Основные отличительные особенности гелеобразующего состава в предлагаемом способе:
- хорошая адгезия к породе пласта;
- низкая газопроницаемость (высокий градиент давления прорыва газа);
- возможность всесезонного применения с использованием стандартной нефтепромысловой техники;
- безопасность для человека и окружающей среды;
- высокая технологическая и экономическая эффективность.
Гелеобразующий состав может применяться при обработке призабойных зон (ОПЗ) добывающих скважин с использованием различных схем закачки: несколькими оторочками, чередующейся закачкой оторочек состава разной концентрации. При чередующейся закачке оторочек состава сначала закачивается оторочка раствора 1 (гелеобразователя), затем буферная оторочка воды (1-2 м3), после этого оторочка раствора 2 (сшивателя) и буферная оторочка воды (1-2 м3), снова оторочка раствора 1 (гелеобразователя) и т.д.
После закачки всего объема состав продавливается в пласт из насосно-компрессорных труб (НКТ) буферным объемом воды (8-10 м3). Время выдержки состава в призабойной зоне скважины составляет от 12 часов до 1 - 3 суток, на этот период скважина должна быть закрыта.
Физико-химические свойства растворов гелеобразующего состава для ограничения водопритока и прорыва газа приведенны в таблице 1.
Проведены исследования физико-химических и реологических свойств гелеобразующего состава и гелей, образующихся при чередующейся закачке раствора гелеобразователя на основе ПВС (раствор 1) и раствора сшивателя (раствор 2) в различных соотношениях - от 1:1 до 15:1. Раствор сшивателя вызывает образование геля почти мгновенно и усиливает адгезию геля к породе.
Измерение вязкости растворов и полученных гелей проводили с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Измерения проводили сразу после образования геля и после термостатирования в течение 14 часов при температуре 10°С. Вязкость гелей за 14 часов после выдерживания увеличивается минимально на 10-50%, максимально в 4.3-3.4 раза. Результаты исследования приведены на фиг. 1.
Из результатов проведенных исследований следует, что наибольшие вязкости имеют гели, полученные из растворов гелеобразователя и сшивателя в соотношении 5:1÷10:1. При этом с течением времени, при термостатировании, вязкость гелей увеличивается и достигает значений 1550-1900 мПа⋅с, фиг. 1.
В лабораторных условиях на фильтрационной установке высокого давления проведено исследование применимости гелеобразующего состава на основе ПВС для ограничения водопритока и прорыва газа. При температуре 9-24°С исследованы фильтрационные характеристики состава в линейных и неоднородных моделях пласта. Исследования проводили на установке для изучения фильтрации при постоянном расходе через модель фильтрующей среды (пласта), состоящую из одной или из двух параллельных колонок. Схема установки приведена на фиг. 2. Фильтрацию жидкостей можно производить как через одну колонку, так и через две колонки одновременно.
Исследование влияния гелеобразующего состава на основе ПВС на процесс прорыва пластовой воды или газа проводят следующим образом.
Сначала проводят фильтрацию воды в направлении «скважина - пласт» (при заданном противодавлении) до момента установления постоянного градиента необходимого давления. Через 5-15 минут замеряют температуру, давления на входе и выходе из колонок, объемы вытесненной жидкости из каждой колонки. По полученным данным рассчитывают градиент давления grad Р, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут, и подвижность жидкостей k/μ, мкм2/(мПа⋅с). При необходимости после фильтрации воды через колонки, в обратную сторону, в направлении «пласт - скважина» проводят фильтрацию газа до установления постоянного градиента необходимого давления.
Затем в направлении «скважина - пласт» закачивают оторочку гелеобразующего состава, проталкивают на заданное расстояние пластовой водой и термостатируют определенное время для образования геля.
После этого проводят фильтрацию пластовой воды при заданной скорости в необходимом направлении «скважина - пласт» или «пласт - скважина» и/или фильтрацию газа в направлении «пласт - скважина». Измерение температуры, давления на входе и выходе, объемов вытесненной жидкости из каждой колонки производят постоянно, через 5-15 минут. Кроме того, при необходимости определяют рН жидкости на выходе из колонок. По полученным данным определяют градиент давления, скорость фильтрации и подвижность жидкостей.
Эффективность применения гелеобразующего состава на основе ПВС изучали при фильтрации их через водонасыщенные модели, состоящие из одной или двух колонок. Использовали насыпные модели, приготовленные из дезинтегрированного мрамора (фракция 0.16-0.5 мм), модель пластовой воды с минерализацией 15,33 г/л или пресную воду. Проницаемость моделей находилась в интервале 6.6-87 мкм2.
При фильтрации воды через модели с исходной газопроницаемостью в интервале 5.712 - 13.093 мкм2 градиент давления (grad Р) находился в пределах 0.2 - 0.5 атм/м, подвижность фильтруемой жидкости составляла 1.2 - 2.8 мкм2/(мПа⋅с), таблица 2. При фильтрации воды с различной скоростью (5 м/сут., 1 м/сут. и 0.5 м/сут.) ее подвижность менялась незначительно, а градиент давления снижался до 0.03-0.06 атм/м. В дальнейшем фильтрацию воды проводили при скорости 5 м/сут.
Для моделирования процесса ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с применением гелеобразующего состава была проведены следующие опыты на моделях карбонатной породы при температуре 20-24°С: закачка гелеобразователя без сшивателя, закачка горячего раствора сшивателя с концентрацией 30% и затем гелеобразователя; чередующаяся закачка сшивателя с концентрацией 2%, затем гелеобразователя, снова сшивателя и гелеобразователя. Результаты приведены в таблицах 2, 3 и на фиг. 3-5.
Фильтрация через модель породы из дезинтегрированного мрамора с исходной газопроницаемостью 6.808 мкм2 горячего раствора сшивателя с концентрацией 30% мас., а затем гелеобразователя, фиг. 4, таблицы 2, 3, при температуре 20°С привела к образованию практически непроницаемого экрана, при увеличении перепада давления до 17 атм/м фильтрация так и не наблюдалась.
Чередующаяся закачка в модель породы из дезинтегрированного мрамора с исходной газопроницаемостью 5.712 мкм2 при температуре 20°С растворов: 2% мас. сшивателя, воды, гелеобразователя, воды и снова сшивателя, фиг. 5, таблицы 2 и 3, привела к созданию противофильтрационного экрана, фильтрация воды через который осуществлялась при перепаде давления 13 атм/м. Закачка еще одной оторочки гелеобразователя привела к образованию практически непроницаемого экрана, фильтрация воды через который не была достигнута даже при увеличении перепада давления до 149.5 атм/м, фиг. 5, таблицы 2 и 3.
Проведены исследования способности гелеобразующего состава блокировать прорыв газа через негерметичности цементного кольца. В качестве модели пористой среды использовали колонки, заполненные молотым цементным камнем. Начальная газопроницаемость моделей находилась в пределах 2-3 мкм2. Опыты проводили при температурах от 0 до 40°С. На фиг. 6 приведены результаты фильтрационного опыта для гелеобразующего состава. На фиг. 6 показано изменение перепада (градиента) давления на колонке и подвижности в процессе фильтрации в прямом и обратном направлении воды, газа и гелеобразующего состава. Стрелки показывают направление фильтрации. Сначала закачивается раствор сшивателя, усиливающего сцепление полимера с поверхностью цементного камня и трубы, затем гелеобразователь. Градиент давление прорыва газа для геля в сотни раз превышает значение, полученное в его отсутствии. При этом и после прорыва газа градиент давления остается высоким при фильтрации газа в объеме, на порядок превышающем поровый объем модели пористой среды.
Варьируя концентрацию компонентов гелеобразующего состава, величину оторочек и последовательность их закачки, можно создать непосредственно в пласте противофильтрационный экран с определенными свойствами для ограничения водопритока и прорыва газа.
Промысловые испытания предлагаемого способа ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах проведены в конце 2015 года ООО «ОСК» по заказу ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на пяти добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Для скважин №2762 и №2869 были выполнены приготовление и закачка 96 м3 гелеобразующего состава, по 48 м3 раствора гелеобразователя и 48 м3 раствора сшивателя. Закачки проводились порциями по 8 м3 раствора гелеобразователя, затем буферная прослойка 1 м3 воды, затем 8 м3 сшивателя, до набора необходимого объема.
Для скважин №№3150, 1223 и 8306 были выполнены приготовление и закачка 60 м3 гелеобразующего состава, по 48 м3 раствора гелеобразователя и 12 м3 раствора сшивателя. Закачки проводились порциями по 8 м3 гелеобразователя, затем буферная прослойка 1 м3 воды, затем 2 м3 сшивателя, до набора необходимого объема. Даты обработок, номера скважин и параметры их работы приведены в таблице 4.
В среднем по обработанным скважинам отмечается снижение обводненности, снижение дебитов по жидкости и увеличение добычи нефти. Значения накопленного эффекта находятся в диапазоне 20-3800 т дополнительно добытой нефти на скважину, среднее значение ~1300 т на скважину (~ 6500 т по 5 скважинам суммарно), фиг. 7, 8.
Таким образом, результаты физико-химических, реологических, фильтрационных исследований и опытно-промышленных испытаний показали перспективность использования гелеобразующего состава в предлагаемом способе ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах.
Claims (5)
- Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с использованием гелеобразующего состава на основе поливинилового спирта и борной кислоты, отличающийся тем, что гелеобразующий состав в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками гелеобразователя и сшивателя в объемном соотношении от 1:1 до 15:1, способными образовывать гели непосредственно в пластовых условиях, при этом между оторочками гелеобразователя и сшивателя закачивают буферную оторочку воды 1-2 м3, при этом первая оторочка - гелеобразователь и последняя оторочка - сшиватель, после закачки последней оторочки гелеобразующий состав продавливают в пласт из насосно-компрессорных труб буферным объемом воды 8-10 м3, затем скважину закрывают и выдерживают от 12 часов до 1-3 суток, составы используют при следующем соотношении компонентов, мас.%:
- Гелеобразователь:
-
Поливиниловый спирт ПВС 3-7 Борная кислота 1,0 Глицерин 0-50 Вода Остальное - Сшиватель:
-
Бура десятиводная или шестиводная 2,5-10 Глицерин 20-50 Вода Остальное
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2781204C1 true RU2781204C1 (ru) | 2022-10-07 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2276703C1 (ru) * | 2004-10-25 | 2006-05-20 | Акционерная компания "АЛРОСА" (закрытое акционерное общество) (АК "АЛРОСА" (ЗАО) | Способ изготовления водонепроницаемого экрана в низкотемпературных грунтовых материалах элементов гидротехнического сооружения |
| WO2007060581A3 (en) * | 2005-11-22 | 2007-12-27 | Schlumberger Ca Ltd | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2717007C2 (ru) * | 2015-05-12 | 2020-03-17 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Сшивающая композиция, содержащая синтетический слоистый силикат |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2276703C1 (ru) * | 2004-10-25 | 2006-05-20 | Акционерная компания "АЛРОСА" (закрытое акционерное общество) (АК "АЛРОСА" (ЗАО) | Способ изготовления водонепроницаемого экрана в низкотемпературных грунтовых материалах элементов гидротехнического сооружения |
| WO2007060581A3 (en) * | 2005-11-22 | 2007-12-27 | Schlumberger Ca Ltd | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2717007C2 (ru) * | 2015-05-12 | 2020-03-17 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Сшивающая композиция, содержащая синтетический слоистый силикат |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Davison et al. | Polymer flooding in North Sea reservoirs | |
| Zhu et al. | Development of a high-temperature-resistant polymer-gel system for conformance control in Jidong oil field | |
| Jia et al. | The potential of using Cr3+/salt-tolerant polymer gel for well workover in low-temperature reservoir: Laboratory investigation and pilot test | |
| Vossoughi | Profile modification using in situ gelation technology—a review | |
| EP0474284A1 (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| Moradi-Araghi et al. | The application of gels in enhanced oil recovery: Theory, polymers and crosslinker systems | |
| CA3100654A1 (en) | Method for determining gelation time in a core plug | |
| Sun et al. | Evaluation and plugging performance of carbon dioxide-resistant particle gels for conformance control | |
| CN102965093A (zh) | 一种油藏深部调驱用复合交联深部调驱剂及其制备方法 | |
| RU2546700C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| AL-Obaidi et al. | Improvement of oil recovery in hydrocarbon fields by developing polymeric gel-forming composition | |
| Nurmi et al. | Improving Alkali Polymer Flooding Economics by Capitalizing on Polymer Solution Property Evolution at High pH | |
| Yadav et al. | In situ gelation study of organically crosslinked polymer gel system for profile modification jobs | |
| RU2781204C1 (ru) | Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации | |
| US3687199A (en) | Process for the secondary recovery of petroleum | |
| Sengupta et al. | In-situ gelation studies of an eco-friendly cross-linked polymer system for water shut-off at high temperatures | |
| Hao et al. | Using starch graft copolymer gel to assist the CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a water channeling reservoir | |
| CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
| CA2791134C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| RU2410406C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления | |
| US11614391B1 (en) | Evaluating gel stability by injection in alternating flow directions | |
| WO2015065384A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| Usaitis | Laboratory evaluation of sodium silicate for zonal isolation | |
| Dorfman et al. | The study of displacing ability of lignosulfonate aqueous solutions on sand packed tubes | |
| Degré et al. | Viscosifying surfactants for chemical EOR |