WO2021150142A1 - Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям скважин - Google Patents
Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям скважин Download PDFInfo
- Publication number
- WO2021150142A1 WO2021150142A1 PCT/RU2020/050368 RU2020050368W WO2021150142A1 WO 2021150142 A1 WO2021150142 A1 WO 2021150142A1 RU 2020050368 W RU2020050368 W RU 2020050368W WO 2021150142 A1 WO2021150142 A1 WO 2021150142A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- silicon dioxide
- gas
- vol
- well
- water
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 67
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 153
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 68
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 68
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 60
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 52
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 51
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 43
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 40
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000010415 colloidal nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 33
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 25
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 25
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 20
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 17
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 28
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 32
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract description 24
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 48
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 description 25
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 23
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 23
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 21
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 15
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 15
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 description 9
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 208000033931 Blepharophimosis-ptosis-epicanthus inversus syndrome Diseases 0.000 description 8
- 102100035137 Forkhead box protein L2 Human genes 0.000 description 8
- 101001023356 Homo sapiens Forkhead box protein L2 Proteins 0.000 description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 8
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 6
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000009754 Vitis X bourquina Nutrition 0.000 description 1
- 235000012333 Vitis X labruscana Nutrition 0.000 description 1
- 235000014787 Vitis vinifera Nutrition 0.000 description 1
- 240000006365 Vitis vinifera Species 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011534 incubation Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229920001558 organosilicon polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Definitions
- the invention relates to the gas production industry, namely to technologies for preventing breakthroughs of formation water to the bottom of gas, gas condensate or gas hydrate wells.
- Produced waters are a companion of hydrocarbon deposits in most fields. Most often, formation waters are located in lowered zones of gas, gas condensate or gas hydrate formations. However, in some cases, formation waters can be located in the section of the productive part of the reservoir, creating separate aquifers.
- Residual water is the water remaining in the reservoir since the formation of the reservoir.
- Bottom or marginal waters are those that fill the reservoir voids under the reservoir and around it.
- the associated aquifers and productive parts of the reservoirs represent a single hydrodynamic system, the balance of which is disturbed during the development of the reservoir.
- the equilibrium of the formation system is disturbed due to changes in temperature and pressure, filtration of formation fluids in the porous medium begins and their redistribution throughout the formation.
- the efficiency of the development of gas, gas condensate or gas hydrate fields is determined by the degree of development of reserves, which largely depends on the degree of heterogeneity of rocks. Macro- and micro-heterogeneity of formation rocks have a significant effect on the rate of movement of formation waters into the gas-saturated part of the formation. At the same time, in the watered part of the reservoir, there remains trapped gas, the volume of which depends on the properties of the reservoir and the conditions of formation flooding.
- gas hydrate fields are based on the general principle - gas is transferred from a bound hydrate state in reservoir conditions to a free state with subsequent withdrawal from production wells.
- the existing methods of transferring gas from a hydrated state to a free state are based on reducing the reservoir pressure below the hydrate decomposition pressure.
- A.I. Shirkovsky obtained the following formula for determining the gas recovery coefficient for the case of gas displacement by water at constant pressure: where b is the ratio of the selected gas reserves to the initial ones, unit fraction. Organizing n - initial gas saturation, unit fraction gp 0 - coefficient of absolute porosity of the formation, unit fraction s 0 is the ratio of surface tensions at the current pressure at the gas-water interface s r and the initial pressure s Rh m 0 is the ratio of the viscosity of water m B and gas m G at the current pressure p at the gas-water interface and the initial pressure p n
- the residual gas saturation coefficient a is the ratio of the volume of the pore space occupied by the gas at the moment of water breakthrough to the outlet section of the model to the volume of the pore space of the model:
- the method includes perforating the production casing in the interval of the watered formation, injecting a hydrocarbon liquid to remove water from the bottomhole zone, hydrochloric acid treatment of the bottomhole zone to increase permeability, forcing a waterproofing composition into the formation in order to install a water barrier, fixing the screen with a solution of RU microdrills with sulfacell in the watered interval installation of a cement bridge, testing it for strength and tightness, flushing the well and developing the formation.
- compositions can be used as waterproofing compositions: modifier (113-53 or 113-85) + ethyl silicate (ETS-40 or ETS-16) + hydrophobic organosilicon liquid; ethyl silicate (ETS-40 or ETO 16) + synthetic grape acid + calcium chloride (CaCl).
- the main disadvantages of the method are the irreversibility of the blocking effect, the multistage implementation, the complication of the implementation of the known method in the conditions of the oil and gas production field due to the need to perforate the production string and carry out hydrochloric acid treatment of the bottomhole formation zone, the need to reinforce the water barrier, and increase labor costs.
- a rock containing water is hydrophobized using a dispersion containing the following components: A) a water-repellent active substance, B) a hydrophilic water-miscible dispersant, and additionally C) a dispersant.
- A) a water-repellent active substance
- B) a hydrophilic water-miscible dispersant
- C) a dispersant.
- water-repellent substances (A) can be used, in particular, hydrophobized inorganic substances or organosilicon polymer compounds.
- hydrophobized inorganic substances are, in particular, mixed oxides of silicon and aluminum.
- the disadvantages of this method are the complexity of the implementation of the method due to the multicomponent chemical composition and the presence in the composition of polymer compounds, the reaction time of which under these conditions is unpredictable, complexity due to the need to prepare the composition on an industrial scale, as well as injection into the well and filtration into the depth of the formation, which does not makes it possible to effectively prevent the breakthrough of formation water into the well, the impossibility of regulating the rheological parameters of polymer systems used as a water-repellent substance, and the irreversibility of the blocking effect of the action.
- the multicomponent chemical composition proposed in the method is sensitive to mineralization and the chemical composition of the dispersion medium - water.
- the disadvantages of this method are a decrease in the efficiency of well operation due to the use of polymer compounds, which are characterized by high sensitivity to salinity and chemical composition of process and formation water, and due to unpredictable rheology during injection into the well and filtration into the depth of the formation, as well as an irreversible blocking effect.
- the method includes lowering the coiled tubing into the inner cavity of the gas well tubing to the bottom and cleaning the bottom from liquid and mechanical impurities, filling the well with gas condensate, then lifting the coiled tubing to the tubing shoe, pumping into the perforation interval through the annular space between the coiled tubing and the tubing of the first pack of a hydrophobizing composition containing ethyl silicate ETS-40 of 10% concentration in gas condensate in a volume of 1-2 m 3 for each meter of gas-saturated formation thickness with its pushing into the formation and the formation of a water barrier in the productive formation displacing formation water from the bottom to the depth of the formation along the radius.
- a hydrophobizing composition containing ethyl silicate ETS-40 of 10% concentration in gas condensate in a volume of 1-2 m 3 for each meter of gas-saturated formation thickness with its pushing into the formation and the formation of a water barrier in the productive formation displacing formation water from
- the subsequent pumping through the annular space of the second pack of hydrophobizing composition containing ethyl silicate ETS-40 of 100% concentration is carried out in the amount of 0.4-0.6 m 3 per meter of effective thickness of the formation with its forcing into the formation with gas condensate in the volume of the production tubing and the inner space of the well - the production casing below the production tubing shoe.
- the coiled tubing is re-lowered into the gas-water contact interval, the hydrophobic organosilicon liquid GKZH-11N is pumped through the coiled tubing in a volume of 0.10-0.15 m 3 for each meter of the aquifer thickness of the formation, backwashing of the well in the volume of 2 cycles with back pressure ...
- the coiled tubing is removed from the well and the latter is left to react under pressure.
- the disadvantages of this method are the technological complexity of the implementation of the process of injection of compositions into the well, as well as a decrease in the efficiency of limiting the breakthrough of formation water into the production well due to the use of chemical compositions of irreversible and uncontrolled blocking action with a low depth of penetration into the depth of the formation.
- N ° 2136877 (IPC E21B 43/32, E21B 33/13, published 09/10/1999)
- the method includes injecting liquid hydrocarbons into the tubing after the well is shut down and starting the well after a certain time, while the calculated amount of liquid hydrocarbons is injected in portions, at certain intervals, and waste oil products with additives of surfactants are used as liquid hydrocarbons. substances contributing to the hydrophobization of reservoir rocks in the bottomhole zone.
- liquid hydrocarbons are injected when traces of formation water appear in the product of a gas well.
- the disadvantage of this method is a decrease in the effectiveness of preventing the breakthrough of formation water into a production well under conditions of high drops in bottomhole pressures created during the operation of gas and gas condensate wells, due to the use of a low-viscosity composition aimed exclusively at hydrophobization of the surface of filtration channels.
- the invention provides for the creation of a method for the development of gas hydrate deposits, providing an increase in gas production and extension of the period of non-hydrate wells operation by reducing the water saturation in the zone located below the bottom of the gas hydrate formation, and, as a consequence, reducing the likelihood of self-preservation of hydrates.
- the method consists in the fact that the well is drilled with the opening of the productive formation and the underlying isolated aquifer.
- tubing with a submersible pump unit is lowered into the well and the gas-liquid mixture is sampled at the boundary of the gas-water contact of the productive formation.
- the separation of the gas-liquid mixture is carried out in the well.
- gas production is carried out along the annulus, and liquids with dissolved gas - through the tubing, which is pumped into the underlying aquifer using the aforementioned submersible pumping unit.
- the disadvantage of this method is the impossibility of regulating the process of hydrate formation under conditions of multiphase filtration of a water-gas mixture.
- This method does not provide for the creation of a waterproof screen in the bottomhole zone of a gas reservoir, but, on the contrary, is aimed at opening the underlying aquifer with their subsequent joint exploitation, i.e.
- the considered method does not provide for the prevention of breakthrough of formation water into the production well, and therefore is not effective.
- a method is proposed to prevent the breakthrough of formation water to the bottom of production wells, based on the injection of an emulsion-suspension system with silicon dioxide nanoparticles into the bottomhole formation zone (BHZ).
- Production wells within the scope of the present invention are gas, gas condensate or gas hydrate wells.
- the essence of the invention lies in the fact that the method includes pumping into the bottomhole formation zone of a shielding pack, which is used as an emulsion-suspension system (ESS) with nanoparticles of silicon dioxide, containing (% vol.): Diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 5-12, emulsifier - 2-3, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.0-1.5, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest, and as an emulsifier, a composition containing (vol.%): Esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular organic heat stabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest, as colloidal silicon dioxide nanoparticles use a composition containing (vol.%): silicon dioxide - 31-32.5 v propylene glycol monomethyl ether - 67-68, water - the rest, or silicon dioxide - 30-31
- the technical result of the invention is to reduce the water cut of the well product, reduce the harmful effect on the environment due to the reversibility of the blocking effect of the shielding pack, simplify the implementation of the method due to the one-stage technology, the ability to regulate rheological parameters of the shielding pack, reducing labor costs and increasing the technological efficiency of the operation of gas, gas condensate or gas hydrate wells.
- FIG. 1 shows a table revealing the technique and equipment for the preparation and injection of ESS into a production well.
- FIG. 2 shows a table illustrating the results of measurements of the ESS density (the density of the water component is 1200 kg / m 3 ).
- FIG. 3 shows a table illustrating the results of measurements of the thermal stability of ESS at 140 ° C.
- FIG. 4 is a table illustrating the results of measurements of the dynamic viscosity of the ESS.
- FIG. 5 shows a table illustrating the dependence of the effective viscosity of the ESS on the test time (dynamic stability) at a temperature of 20.0 ° C and a shear rate of 450.0 s 1 .
- the method is based on the radial placement of the estimated volume of the ESS at the boundary of the productive and aquifer, which makes it possible to create an impermeable screen for filtration of formation water into the near-wellbore zone of the productive formation.
- the unique physical properties of ESS make it possible to effectively apply the method in formations with abnormal temperatures, as well as to regulate the blocking properties of the screening unit, depending on the reservoir conditions and well operation modes by changing the volume ratio of the components.
- the main unique physical properties of ESS are high thermal (140 ° C) and filtration stability, regulation of rock surface wettability, self-regulating viscosity during injection and during filtration in reservoir conditions.
- Widely adjustable shear gradients and dynamic viscosity along with the stability and surface activity of ESS provide reliable blocking of aquifers and facilitate the flow of hydrocarbons into the well.
- a radial shielding unit is formed at the interface between the aquifer and gas strata, the dimensions which depend on the density of the production wells grid and well operation modes.
- the effective viscosity of the system depends on the volumetric water content and the filtration rate, increasing with an increase in the volumetric water content and a decrease in the filtration rate. This explains the self-regulation of viscosity properties, velocity and direction of ESS filtration into the depth of the formation.
- the perforation interval and well sump must be free from massive sediments, deposits and foreign objects that impede the filtration of liquids into the perforated intervals;
- - reservoir temperature is not limited, but must be determined before starting work
- the bottomhole formation zone is treated with one of the standard methods of increasing the injectivity of the well.
- V is the estimated volume, m 3 ;
- R out is the outer radius of the rim of the emulsion system, m; r w - well radius, m; h - formation thickness, m; t - coefficient of reservoir porosity, unit fraction;
- the presented method takes into account the geometrical dimensions of the area of influence, the capacitive characteristics of the formation.
- the use of the associated water saturation and residual gas saturation in the calculation makes it possible to take into account the volume of the pore space that is not involved in the filtration process.
- ESS preparation is carried out on the unit for the preparation of emulsion systems (BPES), which consists of a process vessel with a paddle stirrer installed inside with a rotation speed of at least 90 rpm. and an external centrifugal pump for circulation of the ESS components.
- BPES emulsion systems
- the necessary technological equipment for the preparation and injection of ESS into production wells is shown in Fig. one.
- the process of preparing an ESS using a BPES is a step-by-step process and includes the following steps:
- the components are introduced into the hydrocarbon base through an ejector using a vacuum hose.
- the loading speed of the components is limited by the suction capacity of the ejector.
- Technological tanks should be equipped with paddle stirrers, ensuring a constant and uniform distribution of reagents throughout the volume. To ensure and maintain the required stability properties of the systems, it is recommended to use paddle mixers with a reversible direction of rotation.
- the quality of preparation and the stability of the properties of the systems depends on the completeness of the mixing coverage of the entire volume of the BPES technological container, the purity of the technological containers used, the rate of introduction of the components and the dispersion time. It is recommended to use a container with "beveled" corners (close to cylindrical shape).
- Quality control of ESS preparation is carried out by checking the sedimentation stability of the systems. The test is considered positive if, after holding the sample with ESS with a volume of 200 ml. at room temperature for 2 hours, no more than 2% of the volume of the water component of the ESS was separated.
- Fig. 1 The number and type of special equipment and equipment for performing well operations are shown in Fig. 1. The calculation was made on condition of preparation of ESS using BPES. The presented list of equipment and special equipment is basic and may include additional names depending on the conditions of work, the location of the mortar unit, technological parameters and design features of the well.
- the discharge line is equipped with a non-return valve.
- the method is carried out by continuous injection of the estimated volume of the ESS into the production well with constant monitoring of the main technological parameters of the injection.
- ESS contains diesel fuel or treated oil from the oil preparation and pumping station, an emulsifier, colloidal nanoparticles of silicon dioxide, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
- ESS may contain (% vol.): Diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 5-12, emulsifier - 2-3, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.0-1.5, aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
- the emulsifier may contain (% vol.): Esters of higher unsaturated fatty acids and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular organic heat stabilizer - 0.5-1, diesel fuel - the rest.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide may contain (% vol.):
- Process fluids should be injected continuously at a rate that prevents the float gas from decreasing the density of process fluids.
- the rate of injection of process fluids is determined by the magnitude of the reservoir pressure and should be maximum, exceeding the productivity of the well, provided that the pressure in the well does not exceed the maximum permissible (according to the pressure conditions of the casing pressure).
- the required density of process fluids is determined on the basis of a calculation based on the condition that a column of process fluids creates a pressure that exceeds the current reservoir pressure by a safety factor.
- M p is the amount of reagent, kg
- U r is the specific gravity of the reagent, g / cm 3 ;
- V p is the required volume of an aqueous solution, m 3 .
- the measurement of thermal stability was carried out by holding the ESS samples in measuring hermetically sealed cylinders in a heating cabinet for 8 hours at a given temperature of 140 ° C. The test was considered positive if, after 8 h of incubation, no more than 2 vol.% Of water from the total volume of the aqueous phase separated from the ESS. As a result of experiments, it was determined that all samples are stable.
- ESS was injected into a gas well in a volume of 426 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 5, emulsifier - 2, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.0, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1120 kg / m 3 -92.0.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high molecular weight organic thermostabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel - 58.8.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in propylene glycol monomethyl ether - 67.0, water - 2.0.
- ESS was injected into a gas well in a volume of 302 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 7, emulsifier - 2.5, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.25, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1170 kg / m 3 - 89.25.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.8, high molecular weight organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.7, diesel fuel - 57.5.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 32.0 in propylene glycol monomethyl ether - 67.0, water - 1.0.
- ESS was injected into a gas well in a volume of 414 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 10, emulsifier - 3, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1170 kg / m 3 - 85.5.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1.0, high-molecular organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.0.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 32.5 in propylene glycol monomethyl ether - 67.0, water - 0.5.
- ESS was injected into a gas well in a volume of 422 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 12, emulsifier - 3, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1230 kg / m 3 - 83.5.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 42, amine oxide - 1.0, high-molecular organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.0.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in propylene glycol monomethyl ether - 68.0, water - 1.0.
- ESS was injected into a gas well in a volume of 433 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 12, emulsifier - 3, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 83.5.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.8, high-molecular organic heat stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 0.9, diesel fuel - 56.3.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 30.0, isopropanol - 68 and methyl alcohol - 2.0.
- ESS was injected into the gas well in a volume of 378 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 11, emulsifier - 2.8, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.3, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 84.9.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 40, amine oxide - 0.7, high molecular weight organic heat stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel - 58.8.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide contain,% vol: silicon dioxide - 30.5 in isopropanol - 67.5 and methyl alcohol - 2.0.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 41, amine oxide - 1.0, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 57.0.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0, isopropanol - 68 and methyl alcohol - 1.0.
- ESS was injected into a gas well in a volume of 415 m 3 of the following composition,% vol: diesel fuel - 7, emulsifier - 2.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.4, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1225 kg / m 3 - 89.6.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 40.5, amine oxide - 0.8, high-molecular organic heat stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 0.6, diesel fuel - 58.1.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in ethylene glycol - 69.0.
- ESS was injected into the gas condensate well in the amount of 415 m 3 of the following composition,% vol .: treated oil from the oil preparation and pumping station - 7, emulsifier - 2.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.4, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1225 kg / m 3 - 89.6.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 40.5, amine oxide - 0.8, high-molecular organic heat stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 0.6, diesel fuel - 58.1.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in isopropanol - 67 and methyl alcohol - 2.0.
- ESS was injected into the gas condensate well in a volume of 504 m 3 of the following composition,% vol: treated oil from the oil preparation and pumping station - 9, emulsifier - 2.5, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.5, aqueous solution of calcium chloride with a density of 1210 kg / m 3 - 87.0.
- the emulsifier contains,% vol: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42.0, amine oxide - 0.7, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.3.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0, isopropanol - 67 and methyl alcohol - 2.0.
- ESS was injected into the gas condensate well in a volume of 508 m 3 of the following composition,% vol: treated oil from the oil preparation and pumping station - 10, emulsifier - 3.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.2, aqueous solution of calcium chloride with a density of 1210 kg / m 3 - 85.8.
- the emulsifier contains,% vol: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 40.0, amine oxide - 0.7, high molecular weight organic heat stabilizer (suspension bentonite in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 58.3.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide contain,% vol: silicon dioxide - 29.0 in ethylene glycol - 71.0.
- the emulsifier contains,% vol: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 41.0, amine oxide - 0.9, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 0.8, diesel fuel - 57.3.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide contain,% vol: silicon dioxide - 30.0 in ethylene glycol - 70.0.
- the emulsifier contains,% vol: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 41.0, amine oxide - 0.9, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 0.8, diesel fuel - 57.3.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in ethylene glycol - 69.0.
- ESS was injected into the gas condensate well in the amount of 361 m 3 of the following composition,% vol .: treated oil from the oil preparation and pumping station - 5, emulsifier - 2.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.0, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1220 kg / m 3 - 92.0.
- the emulsifier contains, vol%: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 42.0, amine oxide - 1.0, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.0.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in ethylene glycol - 69.0.
- ESS was injected into the gas condensate well in a volume of 452 m 3 of the following composition,% vol: treated oil from the oil preparation and pumping station - 6, emulsifier - 3.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.4, aqueous solution of potassium chloride with a density of 1220 kg / m 3 - 89.6.
- the emulsifier contains, vol%: esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic) and resin acids - 42.0, amine oxide - 1.0, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.0.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in ethylene glycol - 69.0.
- ESS was injected into the gas condensate well in a volume of 445 m 3 of the following composition,% vol: treated oil from the oil preparation and pumping station - 5, emulsifier - 3.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1210 kg / m 3 - 90.5.
- the emulsifier contains, vol%: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42.0, amine oxide - 1.0, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.0.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 31.0 in propylene glycol monomethyl ether - 67.0, water - 2.0. The well was completed and put into operation with a decrease in water cut by
- the emulsifier contains, vol%: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42.0, amine oxide - 1.0, high molecular weight organic heat stabilizer (bentonite suspension in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.0.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 32.0 in propylene glycol monomethyl ether - 67.0, water - 1.0.
- the gas hydrate produced wellbore download ESS in volume 1080 m 3 with the following composition,% by vol .: oil prepared from step preparation and pumping of oil - 9.0 Emulsifier - 2.5 colloidal silicon dioxide nanoparticles - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride density 1205 kg / m 3 - 87.0.
- the emulsifier contains, vol%: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 41.0, amine oxide - 0.7, high molecular weight organic heat stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel - 57.8.
- Colloidal silicon dioxide nanoparticles contain,% vol: silicon dioxide - 32.5 in propylene glycol monomethyl ether - 67.0, water - 0.5.
- ESS was injected into the gas hydrate well in the amount of 905 m 3 of the following composition,% vol .: treated oil from the oil preparation and pumping station - 5.0, emulsifier - 3.0, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1190 kg / m 3 - 90.5.
- the emulsifier contains, vol%: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 41.0, amine oxide - 0.7, high molecular weight organic heat stabilizer (suspension of bentonite in diesel fuel) - 0.5, diesel fuel - 57.8.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide contain,% vol: silicon dioxide - 30.0 in isopropanol - 68 and methyl alcohol - 2.0.
- the gas hydrate produced well in a volume of injection ESS 982 m 3 with the following composition,% by vol .: oil prepared from step preparation and pumping of oil - 8.0 Emulsifier - 3.0 colloidal silicon dioxide nanoparticles - 1.3, an aqueous solution of calcium chloride density 1190 kg / m 3 - 87.7.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 41.5, amine oxide - 0.9, high-molecular organic heat stabilizer (suspension of lime in diesel fuel) - 1.0, diesel fuel - 56.6.
- Colloidal nanoparticles of silicon dioxide contain,% vol: silicon dioxide - 30.5 in isopropanol - 67.5 and methyl alcohol - 2.0.
- ESS was injected into the gas hydrate well in a volume of 1095 m 3 of the following composition,% vol: treated oil from the oil preparation and pumping station - 10.0, emulsifier - 2.5, colloidal nanoparticles of silicon dioxide - 1.2, aqueous solution of calcium chloride with a density of 1175 kg / m 3 - 86.3.
- the emulsifier contains,% by volume: esters of higher unsaturated fatty acids (oleic) and resin acids - 42.0, amine oxide - 1.0, high-molecular organic heat stabilizer (lime suspension in diesel fuel) - 0.7, diesel fuel - 56.3.
- Colloidal nanoparticles silicon dioxide contains,% vol .: silicon dioxide - 31.0 in isopropanol - 68 and methyl alcohol - 1.0.
- the invention makes it possible to optimize the technological process of treating the bottomhole zone of the productive formation, to reduce the water cut of the well production, to reduce the harmful effect on the environment due to the reversibility of the blocking effect of the screening unit, to simplify the implementation of the method due to the single-stage technology, to regulate the rheological parameters of the screening unit, to reduce labor costs and to increase the technological efficiency of operation of gas, gas condensate or gas hydrate wells.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Производят закачку в призабойную зону пласта экранирующей пачки, в качестве которой используют эмульсионно- суспензионную систему с коллоидными наночастицами двуокиси кремния, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0- 1.5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40- 42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное ТОПЛИВО остальное. В качестве коллоидных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Description
СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРОРЫВОВ ПЛАСТОВЫХ ВОД К ЗАБОЯМ СКВАЖИН
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к технологиям предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин.
Пластовые воды являются спутником залежей углеводородов в большинстве месторождений. Чаще всего пластовые воды расположены в пониженных зонах газовых, газоконденсатных или газогидратных пластов. Однако, в некоторых случаях пластовые воды могут располагаться в разрезе продуктивной части пласта, создавая отдельные водоносные горизонты.
Принято выделять три следующих типа пластовых вод: остаточная вода, подошвенная и краевая. Остаточной называют воду, оставшуюся в пласте со времени образования залежи. Подошвенными или краевыми называют воды, заполняющие пустоты коллектора под продуктивным пластом и вокруг него.
Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, равновесие которой нарушается при разработке залежи. При нарушении равновесия пластовой системы вследствие изменения температуры и давления начинается фильтрация пластовых флюидов в пористой среде и их перераспределение по пласту.
Эксплуатация добывающих скважин, вскрывших газовые, газоконденсатные или газогидратные пласты, сопровождается созданием значительных перепадов давлений на забое, что способствует подтягиванию и прорыву подошвенных или краевых пластовых вод. Данные явления приводят к снижению эффективности эксплуатации добывающих скважин вплоть до их остановки в связи с полным обводнением скважины и отсутствием экономической целесообразности дальнейшей эксплуатации.
Эффективность разработки газовых, газоконденсатных или газогидратных месторождений определяется степенью выработки запасов, которая в значительной степени зависит от степени неоднородности горных пород. Макро- и микронеоднородность горных пород пласта оказывают значительное влияние на скорость продвижения пластовых вод в газонасыщенную часть пласта. При этом в обводненной части пласта остается
защемленный газ, объем которого зависит от свойств коллектора и условий обводнения пласта.
Разработка газогидратных месторождений исходит из общего принципа - газ из связанного гидратного состояния в пластовых условиях переводится в свободное состояние с последующим отбором добывающими скважинами. Существующие методы перевода газа из гидратного в свободное состояние основываются на снижении пластового давления ниже давления разложения гидрата.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений с водонапорным режимом можно выделить три периода процесса вытеснения газа водой: безводный, смешанный и период снижения давления от начального до конечного. При этом, коэффициент извлечения газа выше в песчаниках, чем в карбонатных породах. С ростом поверхностного натяжения воды коэффициент извлечения газа снижается.
А.И. Ширковский получил следующую формулу для определения коэффициента газоотдачи для случая вытеснения газа водой при постоянном давлении:
где b - отношение отобранных запасов газа к начальным, д.ед. рн - начальная газонасыщенность, д.ед. гп0 - коэффициент абсолютной пористости пласта, д.ед. s0- отношение поверхностных натяжений при текущем давлении на границе раздела газ-вода sr и начальном давлении sRh m0 - отношение вязкости воды mB и газа mG при текущем давлении р на границе раздела газ - вода и начальном давлении рн
Коэффициент остаточной газонасыщенности а представляет собой отношение объема порового пространства, занимаемого газом в момент прорыва воды к выходному сечению модели, к объему порового пространства модели:
Влияние ряда факторов на величину коэффициента извлечения газа остается недостаточно изученным.
Разработка газовых и газоконденсатных залежей при упруговодонапорном режиме сопровождается снижением давления в газовой части пласта и в заводненной зоне. При этом защемленный газ расширяется и частично фильтруется в газонасыщенную часть пласта. Физические процессы, протекающие при этом в заводненном участке пласта, также недостаточно изучены.
Вышеуказанное свидетельствует о наличии зависимости между темпом и уровнем обводнения залежей углеводородов и коэффициентом извлечения газа.
В связи с этим для решения задачи повышения эффективности выработки запасов газа необходимо внедрение способов предотвращения прорывов пластовых вод к забоям добывающих скважин, вскрывших газовые, газоконденсатные или газогидратные пласты.
Из патента РФ на изобретение *Г° 2569941 (МПК Е21В 33/13, Е21В 43/32, С09К 8/42, Е21В 43/27, опубликован 10.02.2015) известен способ изоляции подошвенной воды, применяющийся в нефтегазодобывающей промышленности при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. В качестве водоизоляционных композиций могут использоваться следующие композиции: модификатор (113-53 или 113- 85) + этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) + гидрофобная кремнийорганическая жидкость;
этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТО 16) + синтетическая виноградная кислота + хлорид кальция (СаСЬ). Основными недостатками способа являются необратимость блокирующего эффекта, многостадийность реализации, усложнение реализации известного способа в условиях нефтегазодобывающего промысла за счет необходимости перфорации эксплуатационной колонны и проведения солянокислотной обработки призабойной зоны пласта, необходимости докрепления водоизоляционного экрана, увеличение трудозатрат.
Из патента США на изобретение *Г° 6165948 (МИК С09К 8/035, Е21В 43/32, Е21В 21/06, Е21В 43/16, опубликован 26.12.2000) известен способ осушения горных город, содержащих неподвижную пластовую воду, в радиусе дренирования газовых скважин и подземных газохранилищ. Согласно способу горную породу, содержащую воду, гидрофобизируют с помощью дисперсии, содержащей в своем составе следующие компоненты: А) водоотталкивающее активное вещество, Б) гидрофильный смешивающий с водой диспергатор и дополнительно В) диспергатор. В качестве водоотталкивающих веществ (А) могут применяться, в частности, гидрофобизированные неорганические вещества или кремнийорганические полимерные соединения. Примерами гидрофобизированных неорганических веществ являются, в частности, смешанные оксиды кремния и алюминия. Недостатками способа являются сложность реализации способа за счет многокомпонентности химической композиции и наличия в композиции полимерных соединений, время реакции которых в данных условиях является непредсказуемым, сложность за счет необходимости приготовления композиции в промышленных масштабах, а также закачки в скважину и фильтрации в глубь пласта, что не позволяет эффективно предотвратить прорывы пластовых вод в скважину, невозможность регулирования реологических параметров полимерных систем, используемых в качестве водоотталкивающего вещества, и необратимость блокирующего эффекта воздействия. Предлагаемая в способе многокомпонентная химическая композиция является чувствительной к минерализации и химическому составу дисперсионной среды - воды.
Из патента США на изобретение *Г° 4276935 (МПК С09К 8/502, С09К 8/82, Е21В 43/32, опубликован 07.07.1981) известен способ обработки подземных газоносных пластов для снижения добычи воды из них. Избыточная добыча воды из добывающей газовой скважины существенно снижается путем впрыскивания разбавленной углеводородами эмульсии вода-в-масле, содержащей загущающий полимер, такой как полиакриламид,
причем впрыскиваемый эмульгированный полимер набухает при контакте с соединенной водой в подземном газодобывающем пласте для ограничения переноса воды через него в направлении добывающей газовой скважины. Недостатками способа является снижение эффективности эксплуатации скважины за счет применения полимерных соединений, которые характеризуются высокой чувствительностью к минерализации и химическому составу технологической и пластовой воды, и за счет непредсказуемой реологии в процессе закачки в скважину и фильтрации в глубину пласта, а также необратимый блокирующий эффект.
Из патента РФ на изобретение N° 2534373 (МПК Е21В 43/32, опубликован 27.11.2014) известен способ изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники. Способ обеспечивает возможность изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей, заполнение скважины газовым конденсатом, последующий подъем гибкой трубы до башмака лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонны первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащей этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м3 на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу. Затем осуществляют последующее закачивание через кольцевое пространство второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0, 6 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме лифтовой колонны и внутреннего пространства скважины - эксплуатационной колонны ниже башмака лифтовой колонны. Далее осуществляют повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводяного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водоносной толщины пласта, обратную промывку скважины в объеме 2-х циклов с противодавлением. Гибкую трубу извлекают из скважины и последнюю оставляют на реагирование под
давлением. Недостатками способа является технологическая сложность реализации процесса закачки составов в скважину, а также снижение эффективности ограничения прорывов пластовых вод в добывающую скважину за счет применения химических композиций необратимого и неконтролируемого блокирующего действия с низкой глубиной проникновения в глубь пласта.
Из патента РФ на изобретение N° 2136877 (МПК Е21В 43/32, Е21В 33/13, опубликован 10.09.1999) известен способ изоляции подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах. Способ включает закачку в насосно-компрессорные трубы после остановки скважины жидких углеводородов и запуск скважины в работу через определенное время, при этом закачку расчетного количества жидких углеводородов осуществляют порциями, через определенные промежутки времени, а в качестве жидких углеводородов используют отработанные нефтепродукты с добавками поверхностно- активных веществ, способствующих гидрофобизации пород-коллекторов в призабойной зоне. Кроме этого, закачку жидких углеводородов производят при появлении следов пластовой воды в продукции газовой скважины. Недостатком способа является снижение эффективности предотвращения прорыва пластовых вод в добывающую скважину в условиях высоких перепадов забойных давлений, создаваемых при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, за счет применения маловязкой композиции, направленной исключительно на гидрофобизацию поверхности каналов фильтрации.
Из патента РФ на изобретение N° 2438009 (МПК Е21В 43/16, опубликован 27.12.2011) известен способ разработки газогидратных месторождений. Изобретение обеспечивает создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин за счет снижения водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, и, как следствие, снижение вероятности самоконсервации гидратов. Способ заключается в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта. Затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта. Одновременно осуществляют сепарацию газожидкостной смеси в скважине. При этом добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом
- по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. Недостатком способа является невозможность регулирования процесса гидратообразования в условиях многофазной фильтрации водогазовой смеси. Данный способ не предусматривает создание водонепроницаемого экрана в призабойной зоне газового пласта, а наоборот - направлен на вскрытие водоносного нижележащего пласта с их последующей совместной эксплуатацией, т.е. рассматриваемый способ не предусматривает предотвращение прорыва пластовых вод в добывающую скважину, в соответствии с чем не является эффективным.
Для решения указанных проблем разработки газовых, газоконденсатных или газогидратных месторождений предлагается способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям добывающих скважин, основанный на закачке в призабойную зону пласта (ПЗП) эмульсионно-суспензионной системы с наночастицами двуокиси кремния. Добывающими скважинами в рамках настоящего изобретения являются газовые, газоконденсатные или газогидратные скважины.
Сущность изобретения заключается в том, что способ включает закачку в ПЗП экранирующей пачки, в качестве которой используют эмульсионно-суспензионную систему (ЭСС) с наночастицами двуокиси кремния, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0- 1.5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, причем в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в качестве коллоидных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Техническим результатом изобретения является снижение обводненности продукции скважины, снижение вредного воздействия на окружающую среду за счет обратимости блокирующего эффекта экранирующей пачки, упрощение реализации способа за счет одностадийности технологии, возможность регулирования реологических
параметров экранирующей пачки, снижение трудозатрат и повышение технологической эффективности эксплуатации газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки ЭСС в добывающую скважину.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности ЭСС (плотность водной составляющей - 1200 кг/м3).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений термостабильности ЭСС при 140 °С.
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений динамической вязкости ЭСС.
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая зависимость эффективной вязкости ЭСС от времени испытания (динамическая стабильность) при температуре 20,0 °С и скорости сдвига 450,0 с 1.
Способ основан на радиальном размещении расчетного объема ЭСС на границе продуктивного и водоносного пластов, что позволяет создать непроницаемый экран для фильтрации пластовых вод в прискважинную зону продуктивного пласта. Уникальные физические свойства ЭСС позволяют эффективно применять способ в пластах с аномальными температурами, а также регулировать блокирующие свойства экранирующей пачки в зависимости от пластовых условий и режимов эксплуатации скважин путем изменения объемного соотношения составляющих.
Основными из уникальных физических свойств ЭСС является высокая термическая (140 °С) и фильтрационная стабильности, регулирование смачиваемости поверхности горных пород, саморегулируемая вязкость в процессе закачки и при фильтрации в пластовых условиях.
Регулируемые в широких диапазонах значения градиента сдвига и динамическая вязкость наряду со стабильностью и поверхностной активностью ЭСС обеспечивают надежную блокировку водоносных зон и способствуют притоку углеводородов в скважину. В результате целенаправленной закачки расчетного объема ЭСС на границе раздела водоносного и газового пластов формируется радиальная экранирующая пачка, размеры
которой зависят от плотности сетки добывающих скважин и режимов эксплуатации скважин.
При фильтрации ЭСС в пористых средах горных пород эффективная вязкость системы зависит от объемного водосодержания и скорости фильтрации, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это объясняет саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации ЭСС в глубь пласта.
Выбор скважины и требования к объекту воздействия
Для осуществления способа выбираются следующие скважины:
- газовые;
- газоконденсатные;
- газогидратные.
К скважинам предъявляются следующие основные требования:
- интервал перфорации и зумпф скважины должны быть свободны от массивных осадков, отложений и посторонних предметов, препятствующих фильтрации жидкостей в интервалы перфорации;
- обсадная колонна должна быть герметична;
- пластовая температура не лимитируется, но должна быть определена до начала работ;
- приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м3/сут. при давлении нагнетания на устье не более 120 атм, при недостаточной приемистости проводят обработку ПЗП одним из стандартных методов увеличения приемистости скважины.
Расчет объема закачки ЭСС производится по известной методике, представленной в труде Оркин К.Г., Кучинский П.К. Расчеты в технологии и технике добычи нефти, Гостоптехиздат, 1959. Для расчета требуемого объема ЭСС для заполнения пустотного пространства горной породы в определенном радиусе от скважины можно использовать следующую формулу:
где:
V- расчетный объем, м3;
Rout- внешний радиус оторочки эмульсионной системы, м; rw- радиус скважины, м; h - толщина пласта, м; т - коэффициент пористости коллектора, д.ед.;
SWL - связанная водонасыщенность, д.ед.;
SOWCR - остаточная газонасыщенность, д.ед.
Представленная методика учитывает геометрические размеры области воздействия, емкостные характеристики пласта. Использование в расчете связанной водонасыщенности и остаточной газонасыщенности позволяет учесть объем порового пространства, не участвующего в процессе фильтрации.
Технологический процесс приготовления ЭСС
Приготовление ЭСС производится на блоке приготовления эмульсионных систем (БПЭС), который состоит из технологической емкости с установленной внутри лопастной мешалкой со скоростью вращения не менее 90 об ./мин. и внешним центробежным насосом для циркуляции составляющих ЭСС. Необходимое технологическое оборудование для приготовления и закачки ЭСС в добывающие скважины представлено на фиг. 1.
Процесс приготовления ЭСС с помощью БПЭС является этапным, и включает в себя следующие шаги:
- набор в технологическую емкость БПЭС расчетного объема дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (5-12% об.);
- запуск лопастного перемешивателя и центробежного насоса на циркуляцию;
- ввод в технологическую емкость БПЭС расчетного объема эмульгатора (2-3% об.);
- ввод в технологическую емкость БПЭС расчетного объема коллоидных наночастиц двуокиси кремния (1.0-1.5% об.)
- ввод в технологическую емкость БПЭС расчетного объема водного раствора хлористого кальция или хлористого калия (остальное).
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными перемешивателями, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения и поддержания требуемых свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема технологической емкости БПЭС, чистоты используемых технологических емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической) .
Контроль качества приготовления ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке образца ЭСС объемом 200 мл. при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение не более 2% от объема водной составляющей ЭСС.
Количество и вид специальной техники и оборудования для проведения работ на скважине представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления ЭСС с использованием БПЭС. Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Подготовительные работы на скважине
До начала работ по закачке ЭСС в скважину осуществляют следующие подготовительные работы на скважине:
- останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании;
- проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение по варианту закачки технологических жидкостей;
- определяют величину текущего пластового давления;
- производят расстановку техники для закачки ЭСС согласно утвержденной схемы;
- производят обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности.
- нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
Технологический процесс закачки
Для поддержания непрерывности процесса закачки, на кустовой площадке должно иметься достаточное количество автоцистерн, с необходимым объемом жидкостей для проведения операции.
Способ осуществляют путем непрерывной закачки расчетного объема ЭСС в добывающую скважину с постоянным контролем основных технологических параметров закачки. ЭСС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидные наночастицы двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
ЭСС может содержать (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0- 1.5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. Эмульгатор может содержать (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния могут содержать (% об.):
- двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или
- двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Регулирование основных физических параметров систем и водных растворов солей производится на основе расчета объемов фаз составляющих и плотности.
Могут применяться два варианта закачки технологических жидкостей в скважину: прямой или обратный. Традиционно, процесс закачки технологических жидкостей производится в трубное пространство скважины (прямая закачка). Однако, для закачки ЭСС предпочтительным вариантом является обратная закачка через кольцевое межтрубное пространство.
Закачка технологических жидкостей должна производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления и должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление в скважине при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны).
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:
где:
Мр - количество реагента, кг;
Ur - удельный вес реагента, г/см3;
U>kt - удельный вес технологических жидкостей глушения, г/см3; - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см3;
Vp - требуемый объем водного раствора, м3.
В качестве заключительных мероприятий на скважине необходимо произвести следующие работы:
1. Проверить закрытие всех задвижек на фонтанной арматуре.
2. Разрядить нагнетательную линию, убедиться в отсутствии избыточного давления.
3. Демонтировать нагнетательную линию, не допуская розливов технологической жидкости (использовать экологические поддоны).
4. Разрядить давление до атмосферного в трубопроводе от скважины до групповой замерной установки.
Лабораторные исследования физических свойств ЭСС
Для исследования физических свойств ЭСС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем:
- плотность;
- термостабильность;
- динамическая вязкость;
- динамическая стабильность.
После приготовления образцов систем производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Измерение плотности ЭСС
Измерения плотности образцов ЭСС производили пикнометрическим методом (плотность водной составляющей - 1200 кг/м3). Результаты представлены на фиг. 2.
Измерение термостабильности ЭСС
Измерение термостабильности производили путем выдержки образцов ЭСС в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 8 часов при заданном температурном режиме 140 °С. Тест считался положительным, если после 8 ч термостатирования из ЭСС отделилось не более 2 об.% воды от общего объема водной фазы. В результате экспериментов определено, что все образцы стабильны.
Оценка реологических свойств ЭСС
Результаты измерения динамической вязкости и динамической стабильности образцов ЭСС представлены на фиг. 4 и 5. Измерения проводились при температуре 20°С (погрешность измерения температуры ±0Д°С) с использованием ротационного вискозиметра РЕОТЕСТ RV 2.1.
Определялись следующие показатели:
- эффективная (кажущаяся) вязкость (мПа· с) при прямом и обратном ходе измерений;
- напряжение сдвига (Па) при прямом и обратном ходе измерений;
- динамическая стабильность.
По результатам комплекса проведенных лабораторных исследований физических свойств ЭСС определены базовые технологические свойства разработанных систем, которые подтверждают их высокую термостабильность и регулируемую реологию.
Примеры осуществления способа
Пример 1
Провели подготовительные работы на скважине: остановили скважину, произвели ее разрядку, проверили исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании; определили величину текущего пластового давления; произвели расстановку техники согласно утвержденной схемы; произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза; нагнетательную линию оборудовали обратным клапаном.
По завершению подготовительных работ начали проведение технологической операции по закачке ЭСС в добывающую скважину.
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 426 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 5, эмульгатор - 2, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого калия плотностью 1120 кг/м3 -92.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 58.8.
Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
47%.
Пример 2
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 302 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 7, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 89.25. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.7, дизельное топливо - 57.5. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
53%.
Пример 3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 414 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 85.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 0.5.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
39%.
Пример 4
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 422 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1230 кг/м3 - 83.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 68.0, вода - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
62%.
Пример 5
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 433 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 83.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.9, дизельное топливо - 56.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
24%.
Пример 6
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 378 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 11, эмульгатор - 2.8, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 84.9. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо -
58.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.5 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
31%.
Пример 7
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 399 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 9, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого кальция плотностью 1225 кг/м3 - 87.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 57.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
51%.
Пример 8
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 415 м3 следующего состава, % об.: дизельное топливо - 7, эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1225 кг/м3 - 89.6. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40.5, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.6, дизельное топливо - 58.1. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
26%.
Пример 9
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 415 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7,
эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1225 кг/м3 - 89.6. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40.5, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.6, дизельное топливо - 58.1. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
25%.
Пример 10
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 504 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1210 кг/м3 - 87.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
28%.
Пример 11
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 508 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1210 кг/м3 - 85.8. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия
бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 58.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 29.0 в этиленгликоле - 71.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
43%.
Пример 12
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 325 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого кальция плотностью 1220 кг/м3 - 84.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо - 57.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.0 в этиленгликоле - 70.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
48%.
Пример 13
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 376 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1220 кг/м3 - 83,5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо - 57.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
55%.
Пример 14
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 361 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5,
эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого калия плотностью 1220 кг/м3 - 92.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
31%.
Пример 15
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 452 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 6, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.4, водный раствор хлористого калия плотностью 1220 кг/м3 - 89.6. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
47%.
Пример 16
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 445 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 90.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
34%.
Пример 17
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 380 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.2, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 84.8. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
52%.
Пример 18
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 1080 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9.0, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 87.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 57.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 0.5.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
27%.
Пример 19
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 905 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5.0,
эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 - 90.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 57.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
44%.
Пример 20
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 982 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8.0, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 87.7. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41.5, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.6. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.5 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на
40%.
Пример 21
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 1095 м3 следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10.0, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1175 кг/м3 - 86.3. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидные наночастицы
двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию в безводном режиме со снижением обводненности на 38%.
Таким образом, изобретение позволяет оптимизировать технологический процесс обработки призабойной зоны продуктивного пласта, снизить обводненность продукции скважины, снизить вредное воздействие на окружающую среду за счет обратимости блокирующего эффекта экранирующей пачки, упростить реализацию способа за счет одностадийности технологии, регулировать реологические параметры экранирующей пачки, снизить трудозатраты и повысить технологическую эффективность эксплуатации газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин.
Claims
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕННАЯ
Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин, заключающийся в том, что производят закачку в призабойную зону пласта экранирующей пачки, в качестве которой используют эмульсионно-суспензионную систему с коллоидными наночастицами двуокиси кремния, содержащую (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12,
- эмульгатор - 2-3,
- коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0- 1.5,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, причем в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.):
- эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40- 42,
- окись амина - 0.7-1,
- высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1,
- дизельное топливо - остальное, в качестве коллоидных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.):
- двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67- 68, вода - остальное,
- или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2022544789A JP7404549B2 (ja) | 2020-01-21 | 2020-12-08 | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 |
| CA3165024A CA3165024A1 (en) | 2020-01-21 | 2020-12-08 | Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells |
| US17/758,999 US20230033325A1 (en) | 2020-01-21 | 2020-12-08 | Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020102255A RU2728168C9 (ru) | 2020-01-21 | 2020-01-21 | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин |
| RU2020102255 | 2020-01-21 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2021150142A1 true WO2021150142A1 (ru) | 2021-07-29 |
Family
ID=72085827
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2020/050368 WO2021150142A1 (ru) | 2020-01-21 | 2020-12-08 | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям скважин |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20230033325A1 (ru) |
| JP (1) | JP7404549B2 (ru) |
| CA (1) | CA3165024A1 (ru) |
| RU (1) | RU2728168C9 (ru) |
| WO (1) | WO2021150142A1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2174587C2 (ru) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Способ временной изоляции поглощающих пластов |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2670307C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3060210A (en) * | 1960-05-12 | 1962-10-23 | Petrolite Corp | Polyaminomethyl phenols |
| US3956145A (en) * | 1972-12-27 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Fluid for injection into a subterranean reservoir to displace hydrocarbons in the reservoir |
| US5927404A (en) * | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
| US20140116695A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation |
| WO2016011284A2 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
| RU2670808C9 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| RU2670308C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
| RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
| US11620023B1 (en) * | 2022-04-25 | 2023-04-04 | Himax Technologies Limited | Touch event processing circuit |
-
2020
- 2020-01-21 RU RU2020102255A patent/RU2728168C9/ru active
- 2020-12-08 WO PCT/RU2020/050368 patent/WO2021150142A1/ru active Application Filing
- 2020-12-08 US US17/758,999 patent/US20230033325A1/en active Pending
- 2020-12-08 JP JP2022544789A patent/JP7404549B2/ja active Active
- 2020-12-08 CA CA3165024A patent/CA3165024A1/en active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2174587C2 (ru) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Способ временной изоляции поглощающих пластов |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2670307C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP7404549B2 (ja) | 2023-12-25 |
| RU2728168C9 (ru) | 2020-10-28 |
| US20230033325A1 (en) | 2023-02-02 |
| CA3165024A1 (en) | 2021-07-29 |
| JP2023519783A (ja) | 2023-05-15 |
| RU2728168C1 (ru) | 2020-07-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3073489C (en) | Method for killing oil and gas wells | |
| RU2670307C1 (ru) | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| EP3693539A1 (en) | Method for killing oil and gas wells | |
| CN111433432B (zh) | 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法 | |
| EA038753B1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2728168C1 (ru) | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин | |
| RU2742168C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2211314C1 (ru) | Способ закачки жидкости в пласт | |
| WO2019070165A1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) | |
| RU2527419C2 (ru) | Способ освоения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2816619C1 (ru) | Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт | |
| US20230184072A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| EA040038B1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2121569C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| EA040894B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 20916016 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| ENP | Entry into the national phase |
Ref document number: 3165024 Country of ref document: CA |
|
| ENP | Entry into the national phase |
Ref document number: 2022544789 Country of ref document: JP Kind code of ref document: A |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 20916016 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |