RU2196222C2 - Способ обработки нагнетательных скважин - Google Patents
Способ обработки нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2196222C2 RU2196222C2 RU2000121323/03A RU2000121323A RU2196222C2 RU 2196222 C2 RU2196222 C2 RU 2196222C2 RU 2000121323/03 A RU2000121323/03 A RU 2000121323/03A RU 2000121323 A RU2000121323 A RU 2000121323A RU 2196222 C2 RU2196222 C2 RU 2196222C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- gel
- permeability
- forming compositions
- compositions
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи пластов при эксплуатации нефтяных скважин в условиях заводнения. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пластов заводнением. В способе обработки нагнетательных скважин, включающем порционную закачку в пласт порций тампонажных материалов - гелеобразующих составов ГОС с различными реологическими характеристиками на основе адсорбирующегося на породу пласта полимера - полиакриламида, дисперсий кольматирующих составов КС с различными размерами частиц дисперсной фазы с последующей после тампонирования обработкой призабойной зоны скважины деблокирующим составом, используют КС с размерами частиц дисперсной фазы, не фильтрующихся в относительно низкопроницаемую поровую часть обрабатываемого пласта, которую включают в первую порцию ГОС, а деблокирующий состав включает агенты, растворяющие полимер, гель и кольматант.
Description
Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а именно к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи при бурении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин в условиях поддержания пластового давления путем заводнения.
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и (или) кольматирующих частиц за счет последовательных закачек порций тампонажных материалов (патент РФ 2039225, Е 21 В 43/22, 1995 г.).
Однако этот способ не предотвращает попадания значительных количеств тампонажного состава в относительно низкопроницаемую часть пласта и закупорки его.
Известен также способ обработки нагнетательных скважин, уменьшающий степень тампонирования относительно низкопроницаемой части пласта за счет закачки порций гелеобразующих составов ГОС и дисперсий кольматирующих составов КС с различными размерами частиц дисперсной фазы в "русло" кинжальных прорывов нагнетаемых вод, чередуя порции тампонажного раствора и продавочной жидкости (воды) (патент РФ 2131022, Е 21 В 43/22, 1998 г. - прототип).
Однако этот способ полностью не предотвращает попадания тампонажного состава в относительно низкопроницаемую часть пласта, что приводит к задержке на 1-4 месяца реакции окружающих добывающих скважин (время "продувки" изолирующего состава из низкопроницаемых зон), а также получению отрицательных результатов по нефтеотдаче за счет уменьшения охвата пласта заводнением.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением с использованием фильтрующихся тампонажных материалов для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем порционную закачку в продуктивный пласт ГОС и КС с различными размерами частиц, первую порцию тампонажного состава готовят из адсорбирующегося на породу пласта полимера, включающего КС с размерами частиц дисперсной фазы, не фильтрующихся в относительно низкопроницаемую часть обрабатываемого пласта. Кроме того, после проведения тампонажных работ в высокопроницаемых участках пласта для вскрытия относительно низкопроницаемой части пласта осуществляют обработку призабойной зоны скважины деблокирующим составом, включающим растворители полимера, геля и кольматанта.
Это позволит тампонировать высокопроницаемые зоны пласта, по которым происходят опережающие прорывы закачиваемой воды, с сохранением проницаемости относительно низкопроницаемых участков, что приведет к расширению охвата пласта заводнением и вследствие этого к увеличению нефтеотдачи пластов.
Способ осуществляют следующим образом.
Закачивают первую порцию водного раствора полиакриламида (ПАА) или ГОС, с объемом 2-10 м с включением в его состав бентонитового глинопорошка или мела в количестве 10-15 кг на 1 м3 тампонажного раствора. Концентрацию ПАА, размер частиц и количество порошка подбирают на основании предварительных лабораторных исследований на керновом материале таким образом, чтобы глубина проникновения тампонажного состава в относительно низкопроницаемую часть пласта (модели пласта) не превышала нескольких миллиметров. Затем осуществляют закачку расчетного объема фильтрующегося тампонажного материала любого вида (обычно от 5 до 50 м/м эффективной мощности пласта).
По окончании изоляционных работ осуществляют обработку призабойной зоны скважины с целью деблокирования относительно низкопроницаемой части пласта установкой соляно-кислотной или глинокислотной ванны с добавкой деструктора ПАА, например натрия хлорноватисто-кислого. Концентрацию кислоты и соли (деструктора), время выдержки и другие компоненты состава ванны (ПАВ, ингибитор коррозии и т.п.) подбирают на основании предварительных лабораторных исследований по восстановлению проницаемости керна (модели пласта). Продукты реакции вымывают из призабойной зоны промывкой, либо продавливают в глубину пласта и пускают скважину под закачку.
Указанный способ может быть совмещен с другими геолого-техническими мероприятиями, например обработками растворителями АСПО, растворами ПАВ, кислотными обработками пласта, гидроимпульсным воздействием и т.п.
Пример 1. В лабораторных условиях использовали модель пласта из двух элементов различной проницаемости с общим входом и выходом. Элементы представляли собой стальные трубы длиной по 0,46 м и внутренним диаметром 0,046 м, заполненные кварцевым песком различного гранулометрического состава. Проницаемость высокопроницаемого элемента по воде около 10 мкм2 низкопроницаемого - около 0,3 мкм2. Модель насытили водой и закачали 0,2 порового объема (суммарного двух элементов) ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,35%, КССБ-2 0,7% и бентонитового глинопорошка 1%, затем 0,8 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,40%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,50%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60oС для образования геля элементы поместили на 2 ч в раствор следующего состава: соляная кислота 12%, бифторид аммония 3%, катионактивный ПАВ "Дон-ДТХ" 0,1%, натрий хлорноватисто-кислый 5%. Определили проницаемость по воде каждого элемента в отдельности: высокопроницаемого 0,06 мкм2, низкопроницаемого 0,28 мкм2. Видно, что проницаемость низкопроницаемой части практически сохранена.
Пример 2. В модель пласта (по примеру 1) закачали 0,2 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,30%, КССБ-2 0,6%, мела молотого с гранулометрической фракцией 0,05-0,01 мм 3%. Затем закачали 0,3 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,30%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-20,5%, затем 0,3 суммарного порового объема воды и еще 0,2 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,4%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,5%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60oС для образования геля элементы поместили на 1,5 ч в раствор следующего состава: соляная кислота 12%, натрий хлорноватисто-кислый 5%, КПАВ "Дон-ДТХ" 0,1%. Определили проницаемость по воде каждого элемента в отдельности: высокопроницаемого 0,09 мкм2, низкопроницаемого 0,29 мкм2. И в этом случае сохранена проницаемость низкопроницаемой части.
Пример 3. В модель пласта (по примеру 1) закачали 0,3 порового объема (суммарного двух элементов) водного раствора ПАА 0,5% концентрации со степенью гидролиза 20% и 3% бентонитового глинопорошка, затем 0,7 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,40%, бихромата натрия 0,25%. КССБ-2 - 0,50%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60oС для образования геля элементы поместили на 2 ч в раствор следующего состава: соляная кислота 10%, бифторид аммония 5%, неонол 0,5%, натрий хлорноватистокислый 5%. Определили проницаемость по воде: высокопроницаемого элемента 0,08 мкм2, низкопроницаемого 0,27 мкм2. И в этом случае низкопроницаемая часть элемента оказалась защищенной от тампонирования.
Пример 4 (по прототипу). В модель пласта (по примеру 1) закачали 0,2 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,30%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,50%, затем 0,15 суммарного порового объема воды, затем 0,15 суммарного порового объема 1,5%-ную суспензию бентонитового порошка в воде, затем 0,2 суммарного порового объема воды и в заключении еще 0,3 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,40%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,50%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60oС элементы поместили на 2 ч в раствор, как указано в примере 1. Определили проницаемость по воде каждого элемента в отдельности: высокопроницаемого 0,07 мкм2 низкопроницаемого 0,04 мкм2.
Как видно из приведенных выше примеров, предлагаемый способ эффективно защищает относительно низкопроницаемую часть пласта от тампонирующего эффекта при осуществлении технологий выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, что приведет к повышению нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением.
Claims (1)
- Способ обработки нагнетательных скважин, включающий порционную закачку в пласт порций тампонажных материалов - гелеобразующих составов ГОС с различными реологическими характеристиками на основе адсорбирующегося на породу пласта полимера - полиакриламида, дисперсий кольматирующих составов КС с различными размерами частиц дисперсной фазы с последующей после тампонирования обработкой призабойной зоны скважины деблокирующим составом, отличающийся тем, что используют КС с размерами частиц дисперсной фазы, не фильтрующихся в относительно низкопроницаемую поровую часть обрабатываемого пласта, которую включают в первую порцию ГОС, а деблокирующий состав включает агенты, растворяющие полимер, гель и кольматант.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000121323/03A RU2196222C2 (ru) | 2000-08-08 | 2000-08-08 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000121323/03A RU2196222C2 (ru) | 2000-08-08 | 2000-08-08 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2196222C2 true RU2196222C2 (ru) | 2003-01-10 |
Family
ID=20239040
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000121323/03A RU2196222C2 (ru) | 2000-08-08 | 2000-08-08 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2196222C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2625128C1 (ru) * | 2016-02-15 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах из переработанной бумажной продукции и полиакриламида на основе пресной воды |
-
2000
- 2000-08-08 RU RU2000121323/03A patent/RU2196222C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2625128C1 (ru) * | 2016-02-15 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах из переработанной бумажной продукции и полиакриламида на основе пресной воды |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
RU2667165C2 (ru) | Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
AU2013280404B2 (en) | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations | |
US8997862B2 (en) | Flooding operations employing chlorine dioxide | |
EP1038090B1 (en) | An improvement in placing cement slurry in wells in the presence of geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
US20050000694A1 (en) | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation | |
US11125064B2 (en) | Stimulation fluid injection method and NMR verification | |
US4476931A (en) | Water control well treating solution and method | |
CN106479477B (zh) | 一种胶囊化固体酸及其制备和应用 | |
CN105062444A (zh) | 高温体膨颗粒堵剂及其制备方法 | |
RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
US10414972B2 (en) | Peroxide containing formation conditioning and pressure generating composition and method | |
CN105462573A (zh) | 一种油田注聚井增注用解堵剂 | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2196222C2 (ru) | Способ обработки нагнетательных скважин | |
US3193007A (en) | Method for controlling injectivity profiles | |
RU2090746C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением | |
RU2670298C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин | |
RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
US11306574B2 (en) | Nanoparticle-based stimulation fluid and methods of use in subterranean formations | |
RU2725205C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
RU2605218C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта-грп | |
RU2011807C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
SU1710698A1 (ru) | Способ изол ции вод в карбонатных или карбонизированных пластах |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
NF4A | Reinstatement of patent | ||
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051209 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090809 |