UA62974C2

UA62974C2 - Method for effecting the critical area and the distant area of formation

Info

Publication number: UA62974C2
Application number: UA2000010423A
Authority: UA
Inventors: Semen Vasyliovych Maniuk; Mykhailo Ivanovych Machuzhak; Klara Hnativna Kozak; Myroslav Ivanovych Rudyi; Serhii Valeriovych Bulbas
Original assignee: Public Corp Ukrnafta; Ltd Liability Company Res And
Priority date: 2000-01-26
Filing date: 2000-01-26
Publication date: 2004-01-15

Abstract

Method for effecting the critical area of formation and the distant area of the bed includes sequential pumping in of three portions of water solution of polymer, those are characterized by different value of the shift strain. As polymer one uses exo-polysaccharide enopsane. Different values of the shift strain is obtained through increasing the enopsane content in each following portion. The lasthigh-viscous portion additionally includes suspension of water insoluble material, after pumping it in repetitive perforation is performed in the well, or acid bath is installed. This method makes it possible to create hydro-insulation screen with large enough size, improves blocking of high-permeable layers and permeability of low-permeable layers.

Description

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузії а саме до обробок привибійної зони пласта та покращення розробки нафтових родовищ.The invention relates to the oil and gas production industry, namely to the processing of the near-outlet zone of the reservoir and the improvement of the development of oil fields.

Відомий спосіб створення гідроїізолюючого екрану в пласт, що включає послідовне нагнітання декількох ізоляційних складів з різними значеннями напруги зсуву, при цьому їх нагнітання проводиться в порядку зростання цієї величини (патент України Мо4606, Е21В33/13, 1994р.). Завдяки використанню даного способу досягається створення більш ефективного гідроїізолюючого екрану, максимальний градієнт тиску якого є вищим в кожній зоні пласта, ніж градієнт тиску цієї зони, а також за рахунок створення екрану значно більшого розміру, ніж це можливо при використанні тільки одного ізоляційного розчину. Все це в комплексі дозволяє покращити розробку нафтового покладу за рахунок зміни фільтраційних потоків та підключення застійних нафтонасичених зон до розробки. А в умовах конкретної свердловини все це призводить до збільшення дебіту нафти і газу. Однак і вказаний спосіб має деякі недоліки. По-перше, для створення екрану використовується як мінімум два полімери (наприклад, поліакриламід та полімер "Комета"), що є не завжди раціональним. По- друге, степінь блокування високопроникних пропластків безпосередньо у привибійній зоні (де градієнти тиску найбільші) бажає бути кращою, тобто є недостатньою. По-третє, при нагнітанні значних об'ємів полімерного розчину привибійна зона низькопроникних пропластків буде також характеризуватись пониженими фільтраційними властивостями. А тому для їх покращення необхідно проводити додаткові заходи.There is a known method of creating a hydro-insulating screen in the formation, which includes the sequential injection of several insulating compounds with different values of shear stress, while their injection is carried out in the order of increasing this value (patent of Ukraine Mo4606, E21В33/13, 1994). Thanks to the use of this method, the creation of a more effective hydraulic insulating screen is achieved, the maximum pressure gradient of which is higher in each zone of the formation than the pressure gradient of this zone, and also due to the creation of a screen of a much larger size than is possible when using only one insulating solution. All this in a complex makes it possible to improve the development of an oil deposit due to the change of filtration flows and the connection of stagnant oil-saturated zones to the development. And in the conditions of a specific well, all this leads to an increase in the flow rate of oil and gas. However, this method also has some drawbacks. First, at least two polymers are used to create a screen (for example, polyacrylamide and Comet polymer), which is not always rational. Secondly, the degree of blocking of highly permeable layers directly in the near-outbreak zone (where the pressure gradients are the largest) should be better, that is, it is insufficient. Thirdly, when significant volumes of polymer solution are injected, the near-bump zone of low-permeability layers will also be characterized by reduced filtration properties. Therefore, additional measures should be taken to improve them.

В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб дії на привибійну та віддалену зони пласта, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективної обробки.The basis of the invention was the task of creating a method of action on near-bore and remote zones of the reservoir, in which more effective processing is achieved due to the use of new reagents and changes in technological modes.

Це досягається шляхом нагнітання трьох порцій водного розчину полімеру із різною величиною напруги зсуву, при цьому вміст полімеру у кожній наступній порції збільшується, а як полімер використовується екзополісахарид енпосан, остання високов'язка порція якого додатково містить суспензію водонерозчинного матеріалу, а після нагнітання якої у свердловині здійснюють повторну перфорацію або встановлюють кислотну ванну.This is achieved by injecting three portions of an aqueous polymer solution with different amounts of shear stress, while the polymer content in each subsequent portion increases, and the exopolysaccharide enposan is used as a polymer, the last highly viscous portion of which additionally contains a suspension of water-insoluble material, and after injection of which in the well perform repeated perforation or install an acid bath.

Використання запропонованого способу дозволяє створити гідроїзолюючий екран на значній глибині, покращити блокування високопроникних пропластків та проникність низькопроникних пропластків, використовувати один тип полімеру. Так, створення гідроїзолюючого екрану на значній глибині досягається за рахунок використання трьох порцій розчину енпосану із різним вмістом останнього. Різна концентрація енпосану окрім різної в'язкості кожної порції забезпечує і різну величину напруги зсуву. Так, при концентрації 0,190 коефіцієнт "п" в степеневому законі, що описує залежність напруги зсуву від швидкості зсуву (в'язкість) розчину енпосану рівний 0,907. При концентрації 0,590 коефіцієнт зменшується до 0,823, а при концентрації 1956 до 0,726. Це означає, що із зростанням концентрації неньютонівський характер поведінки розчину енпосану також зростає. По степени зниження проникності пласта після нагнітання полімерного розчину енпосан знаходиться на рівні поліакрилам іду, але на відміну від останнього здатний руйнуватись в певних термокислотних умовах. В аналогічних умовах поліакриламід випадає із розтану, що в умовах низькопроникних пропластків є негативним явищем, що може зменшити ефективність обробки в цілому.Using the proposed method allows you to create a waterproofing screen at a considerable depth, improve the blocking of highly permeable layers and the permeability of low-permeable layers, and use one type of polymer. Thus, the creation of a waterproofing screen at a considerable depth is achieved by using three portions of Enposan solution with different contents of the latter. A different concentration of enposan, in addition to a different viscosity of each portion, provides a different amount of shear stress. Thus, at a concentration of 0.190, the "n" coefficient in the power law describing the dependence of the shear stress on the shear rate (viscosity) of the enposan solution is equal to 0.907. At a concentration of 0.590, the coefficient decreases to 0.823, and at a concentration of 1956 to 0.726. This means that as the concentration increases, the non-Newtonian behavior of the enposan solution also increases. In terms of the degree of reduction in the permeability of the formation after the injection of the polymer solution, Enposan is at the same level as polyacrylamide, but unlike the latter, it can be destroyed in certain thermo-acidic conditions. In similar conditions, polyacrylamide falls out of the melt, which is a negative phenomenon in the conditions of low permeability layers, which can reduce the efficiency of the treatment as a whole.

Нагнітання енпосану в пласт розпочинають із концентрації 0,0595-0,295. Оптимальною концентрацією другої порції енпосану є 0,495-0,795. Вміст енпосану у третій порції повинен складати 0,995-2,0906. Для покращення блокування високо-проникних пропластків у привибійній зоні в останню високов'язку порцію енпосану додатково вводять суспензію водонерозчинного матеріалу. Це можуть бути або вуглеводневі наповнювачі, наприклад, бітум Х-1, наповнювач АСМГ, резинова "крошка" та інші, або цемент, або крейда. Завдяки такому комбінованому блокуванню досягається значно краща ізоляція, ніж у випадку їх використання кожного окремо.Injection of enposan into the formation is started with a concentration of 0.0595-0.295. The optimal concentration of the second portion of enposan is 0.495-0.795. The content of enposan in the third portion should be 0.995-2.0906. To improve the blocking of highly permeable layers in the near-bump zone, a suspension of water-insoluble material is additionally injected into the last high-viscosity portion of enposan. It can be either hydrocarbon fillers, for example, X-1 bitumen, ASMG filler, rubber "crumb" and others, or cement or chalk. Thanks to this combined blocking, much better isolation is achieved than if they were used individually.

Концентрація суспензії, при цьому, буде визначатись конкретними геолога-промисловими умовами та типом наповнювача. Введення водонерозчинних матеріалів у полімерний розчин буде проводитись як у всю порцію, так і в її невелику частину.At the same time, the concentration of the suspension will be determined by specific geological and industrial conditions and the type of filler. The introduction of water-insoluble materials into the polymer solution will be carried out both in the entire portion and in a small part of it.

Створення гідроїзолюючого екрану великого розміру шляхом нагнітання полімерних розчинів при тиску не вищому за тиск розкриття щілин, призводить до того, що частина полімерного розчину все-таки проникає у низькопроникні пропластки. А це відповідно зменшує їх проникність. З метою відновлення проникності низькопроникних пропластків у свердловині необхідно провести додаткові заходи. Це може бути повторна перфорація або кислотна ванна. Повторна перфорація низькопроникних інтервалів є досить ефективним методом відновлення їх початкового стану. При цьому також створюються нові шляхи для припливу пластових флюїдів. У випадку непередбаченого блокування низькопроникних пластів суспензією повторна перфорація є єдиним методом інтенсифікації що проводиться у свердловині. При нормальному протіканні процесу створення гідроїзолюючого екрану у свердловині пропонується проведення кислотної ванни. Завдяки їй енпосан, що знаходиться у контакті з кислотою, буде підлягати термокислотній деструкції з утворенням водорозчинних компонентів. В першу чергу буде руйнуватись полімерний розчин в низькопроникних пластах, оскільки доступ у високопроникні пласти кислотного розчину буде ускладнений із-за наявності водонерозчинних компонентів суспензії. Завдяки цьому освоєння низькопроникних пропластків буде проходити швидше.Creating a large-sized waterproofing screen by injecting polymer solutions at a pressure not higher than the crack opening pressure leads to the fact that part of the polymer solution still penetrates into the low-permeable layers. And this accordingly reduces their permeability. In order to restore the permeability of low-permeability strata in the well, additional measures must be taken. This can be repeated perforation or an acid bath. Re-perforation of low-permeability intervals is a fairly effective method of restoring their initial state. At the same time, new paths for the inflow of reservoir fluids are also created. In the case of unexpected blocking of low-permeability formations by slurry, re-perforation is the only method of intensification carried out in the well. If the process of creating a waterproofing screen in the well is proceeding normally, it is suggested to conduct an acid bath. Thanks to it, enposan, which is in contact with acid, will be subject to thermoacidic destruction with the formation of water-soluble components. First of all, the polymer solution in the low-permeable layers will be destroyed, since the access to the highly permeable layers of the acid solution will be complicated due to the presence of water-insoluble components of the suspension. Thanks to this, the development of low-permeability strata will be faster.

Таким чином, використання запропонованого способу дії забезпечує кращі показники проведення обробки, що відповідно збільшує видобуток нафти і газу.Thus, the use of the proposed method of action provides better indicators of processing, which accordingly increases oil and gas production.

Технологія проведення запропонованого способу полягає в наступному. Після розрахунку об'ємів полімерного розчину та вмісту енпосану у кожній порції переходять до приготування трьох порцій розчину енпосану в запланованих об'ємах. Свердловину готують до обробки, по закінченню якої розпочинають нагнітання малов'язкої порції, а потім порції середньої в'язкості. При нагнітанні третьої високов'язкої порції в неї вводять водонерозчинний матеріал. Все це протискують у пласт пластовою водою. Тиск нагнітання всіх трьох порцій розчину енпосану повинен не перебільшувати тиск розкриття щілин. Після витримки свердловини для створення гідро ізолюючого екрану переходять до проведення повторної перфорації або кислотної ванни.The technology of the proposed method is as follows. After calculating the volumes of the polymer solution and the enposan content in each portion, proceed to the preparation of three portions of the enposan solution in the planned volumes. The well is prepared for treatment, after which the injection of the low-viscosity portion and then the medium-viscosity portion begin. When injecting the third highly viscous portion, a water-insoluble material is introduced into it. All this is squeezed into the formation with formation water. The injection pressure of all three portions of the enposan solution should not exceed the pressure of opening the cracks. After holding the wells to create a hydro-insulating screen, they proceed to re-perforation or an acid bath.

Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1) як полімер для створення екрану використовується екзополісахарид енпосан при різних концентраціях;The essential differences between the proposed method and the known one are: 1) exopolysaccharide enposan is used as a polymer to create a screen at different concentrations;

2) остання високов'язка порція розчину енпосану додатково містить суспензію водонерозчинного матеріалу; 3) після створення гідроїзолюючого екрану у свердловині додатково проводять повторну перфорацію або кислотну ванну.2) the last highly viscous portion of the enposan solution additionally contains a suspension of water-insoluble material; 3) after the creation of a waterproofing screen in the well, repeated perforation or an acid bath is additionally carried out.

Приклад здійснення способу. Необхідні об'єми для нагнітання трьох порцій розчину енпосану визначають теоретично, але при необхідності вносять корективи на основі досвіду проведення попередніх або аналогічних обробок. Наприклад, після розрахунку встановлено, що для обробки необхідно 330м3 0,0595 розчину енпосану в першій порції. Для другої порції об'єм складає 28м3 0,495 розчину енпосану. Для третьої порції необхідно 12м3 195 розчину енпосану, при цьому вона повинна мати у своєму складі ще і вуглеводневий наповнювач, наприклад, АСМГ. Однак, такі об'єми в умовах конкретного родовища закачати в пласт неможливо. Тому останню порцію необхідно нагнітати в два етапи. Перший - це 195 розчин енпосану без наповнювача АСМГ, наприклад, 7м3. Другий етап - це 195 розчин енпосану з наповнювачем АСМГ, тобто 5м3 195 розчину енпосану, що містить 1595 наповнювача АСМГ. В середньому тиск розкриття щілин для даного родовища складає 17- 18Мпа, а тому тиск нагнітання полімерного розчину не повинен перевищувати 15МПа.An example of the implementation of the method. The necessary volumes for injecting three portions of the enposan solution are determined theoretically, but if necessary, corrections are made based on the experience of previous or similar treatments. For example, after the calculation, it was established that 330 m3 of 0.0595 enposan solution is needed for processing in the first portion. For the second portion, the volume is 28m3 of 0.495 enposan solution. For the third portion, 12m3 of 195 enposan solution is needed, while it must also contain a hydrocarbon filler, for example, ASMG. However, it is impossible to pump such volumes into the formation under the conditions of a specific deposit. Therefore, the last portion must be injected in two stages. The first is a 195 solution of enposan without ASMG filler, for example, 7m3. The second stage is a 195 enposan solution with ASMG filler, i.e. 5m3 of 195 enposan solution containing 1595 ASMG filler. On average, the crack opening pressure for this deposit is 17-18MPa, and therefore the injection pressure of the polymer solution should not exceed 15MPa.

Після проведення підготовчих робіт розпочинають нагнітання З3З00м3 0,0595 розчину енпсоану.After carrying out the preparatory work, injection of Z3Z00m3 0.0595 enpsoan solution is started.

Максимально тиск нагнітання при цьому склав 12МПа. Без зупинок"розпочинають нагнітання 28м3 0,495 розчину енпосану. При цьому тиск нагнітання зростає до 16МПа. Для недопущення розкриття щілин процес нагнітання другої порції проводять із зупинками. Аналогічно до нагнітання другої порції проводять і нагнітання 7м3 195 розчину енпосану та суспензії 5м3 195 розчину енпосану з наповнювачем АСМГ. У випадку неможливості закачати увесь об'єм суспензії процес завертають. Наприклад, останніх 0,5м3 суспензії неможливо закачати при тиску 16МПа, тому його вимивають на поверхню. Залишають свердловину на 24-72 години для перерозподілу тиску та створення стабільного гідроїізолюючого екрану. Враховуючи, що процес нагнітання полімерного розчину йшов з деякими ускладненнями та той факт, що верх продуктивного пласта характеризується меншим коефіцієнтом пористості, проводимо повторну перфорацію виключно інтервалів із меншою пористістю. При цьому щільність перфорації та рідини, в яких здійснюється перфорація, є типовими для даного родовища. Здійснивши повторну перфорацію, свердловину освоюють і запускають в експлуатацію.The maximum injection pressure was 12 MPa. Injection of 28m3 of 0.495 enposan solution begins without stops. At the same time, the injection pressure increases to 16MPa. To prevent cracks from opening, the process of injecting the second portion is carried out with stops. Similarly, before injecting the second portion, injection of 7m3 of 195 enposan solution and a suspension of 5m3 of 195 enposan solution with filler is carried out. ASMG. If it is impossible to pump the entire volume of suspension, the process is reversed. For example, the last 0.5 m3 of suspension cannot be pumped at a pressure of 16 MPa, so it is washed to the surface. The well is left for 24-72 hours to redistribute the pressure and create a stable hydraulic isolation screen. Considering , that the process of injecting the polymer solution went with some complications and the fact that the top of the productive layer is characterized by a lower porosity coefficient, we are re-perforating only the intervals with lower porosity. At the same time, the density of the perforation and the fluid in which the perforation is carried out are typical for this deposit. Having made a return well perforation, the well is mastered and put into operation.

Claims

The method of action on near-outlet and remote zones of the formation, which includes the sequential injection of three portions of an aqueous polymer solution characterized by different shear stress values, which differs in that the portions of the aqueous polymer solution are obtained by increasing the polymer content in each subsequent portion, and the polymer is used as exopolysaccharide enposan, while the last portion of the enposan solution additionally contains a suspension of water-insoluble material, after injection of which the well is re-perforated or an acid bath is installed.