RU2571474C1 - Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах - Google Patents
Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2571474C1 RU2571474C1 RU2014150799/03A RU2014150799A RU2571474C1 RU 2571474 C1 RU2571474 C1 RU 2571474C1 RU 2014150799/03 A RU2014150799/03 A RU 2014150799/03A RU 2014150799 A RU2014150799 A RU 2014150799A RU 2571474 C1 RU2571474 C1 RU 2571474C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- polyacrylamide
- aqueous solution
- bcm
- polyaluminium chloride
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида. При этом водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ. Причем предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида. После чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличение стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС), и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.
Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2507377, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.02.2014 г., бюл. №5). Способ включает приготовление и закачку в пласт смеси кремнийорганической жидкости - КЖ с армирующей добавкой, предварительно готовят 0,5%-ный раствор полиакриламида (ПАА) DP9-8177, вводят в 0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 армирующую добавку, а в качестве армирующей добавки используют фиброволокно при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:
КЖ | 100 |
фиброволокно | 0,1-1 |
0,5%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 | 50-100 |
Недостатком известного способа является то, что из-за перемешивания смеси на поверхности скважины в случае долговременных непредвиденных задержек при закачивании смеси может создаться аварийная ситуация за счет образования геля в насосно-компрессорных трубах, емкостях агрегатов и т.д. Высокая стоимость КЖ не располагает к применению больших ее объемов для создания протяженного водоизоляционного экрана, что также можно отнести к недостаткам известного способа изоляции зон водопритока в скважине.
Известен способ изоляции водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах (патент RU №2487235, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013 г., бюл. №19). Способ включает закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, который предварительно готовят из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Реагент закачивают в добывающую скважину и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч.
Недостатком известного способа является недостаточно высокая стойкость изолирующего состава на основе полиалюминия хлорида и полиакриламида к перепадам давления в условиях трещиноватого пласта.
Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.
Техническая задача решается способом изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающим приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида.
Новым является то, что водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ, предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида, после чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно.
Реагенты, представленные в предложении:
- полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН=3,5-5, с массовой долей оксида алюминия (Al2O3) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,5%;
- полиакриламид представляет собой порошок модифицированного полиакриламида молекулярной массы 5-12 млн. дальтон, с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20% и временем растворения в пресной воде не более 60 мин;
- волокно строительное микроармирующее (ВСМ) изготавливается из термопластичных полимеров (полиэтилентерефталата, полибутилентерефталата, полипропилена, полиэтилена, полиамида или других высокомолекулярных полимеров) в различных комбинациях ядро/оболочка с длиной в пределах 3-18 мм, номинальным диаметром в пределах 10-31 мкм и наличием способности смачиваться жидкостями на водной основе.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в том, что при добыче нефти на участке залежи с порово-трещиноватыми продуктивными коллекторами после обводнения добывающих скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, проводят последовательную закачку в пласт водоизолирующей композиции на основе суспензии ВСМ в водном растворе полиакриламида и водного раствора полиалюминия хлорида, при этом в примыкающей к горизонтальному стволу зоне пласта создается «экран», обладающий тампонирующими свойствами, который обеспечивает снижение (стабилизацию) притока воды из водопроявляющих интервалов участков коллектора, вскрытого ГС или БГС. Водоизолирующая композиция на основе суспензии ВСМ в водном растворе полиакриламида и водного раствора полиалюминия хлорида способна образовывать гель с высоким градиентом сдвига - не менее 1 МПа/м. Изоляционные свойства геля и время гелеобразования регулируются за счет изменения концентрации и соотношения компонентов композиции. Объем водоизолирующей композиции зависит от приемистости изолируемого интервала.
На скважине предварительно готовят суспензию ВСМ в 0,05-0,2%-ном водном растворе полиакриламида и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5, которые далее последовательно закачивают в изолируемый интервал. После закачивания водоизолирующей композиции ВСМ закрепляется на поверхности и внутри трещин карбонатного коллектора, а также армирует гель, который образуется при контактировании водного раствора полиалюминия хлорида с карбонатным коллектором, что способствует упрочнению геля и препятствует его разрушению. Высокопрочный армированный гель выдерживает большой перепад давления, за счет чего дольше удерживается в трещинах высокопроницаемых карбонатных пластов.
Лабораторными испытаниями установлено, что для гелеобразования полиалюминия хлорида оптимальной является область рН от 3,5 до 5. При рН=3,5-5 полиалюминия хлорид проявляет изолирующие свойства, основанные на его способности образовывать гелеобразную массу в присутствии карбонатных пород, при низких значениях (рН<3,5) он взаимодействует с карбонатной породой как кислота. Опытным путем определили, что в 0,05-0,2%-ном водном растворе полиакриламида ВСМ не комкуется, не оседает и распределяется равномерно во всем объеме, что способствует прокачиванию в насосно-компрессорные трубы (НКТ). При концентрации раствора полиакриламида ниже значения 0,05% ВСМ не распределяется в объеме раствора полиакриламида, а сбивается в комки, что недопустимо, так как будет забивать трубы при прокачивании в скважину. При концентрации раствора полиакриламида выше 0,05% ВСМ хорошо удерживается и распределяется во всем объеме, однако раствор полиакриламида выше 0,2% использовать нецелесообразно, так как увеличение количества полиакриламида на качество суспензии ВСМ в растворе полиакриламида не влияет, тем более, что с увеличением количества полиакриламида увеличивается вязкость раствора, что нежелательно при прокачивании раствора в НКТ.
Эффективность и водоизолирующая способность составов по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога были испытаны на двух объединенных моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором и имитирующих трещиноватый карбонатный пласт с прослойками различной проницаемости (1 и 10 мкм2), которые соединяли капиллярными трубками, имеющими общий вход и выход, снабженный вентилем. Трещина имитировалась моделью с большей проницаемостью. Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивают суспензию ВСМ в 0,05-0,2%-ном водном растворе полиакриламида и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5. Модель оставляют на гелеобразование, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является показателем результативности изоляционных работ.
По результатам исследований на моделях пласта предлагаемого способа и наиболее близкого аналога выявили, что изолирующая способность по предлагаемому способу через 6 мес составила 99-100%, тогда как у наиболее близкого аналога - 92-97%. Изолирующая способность предлагаемого способа через год составила 94-95%, тогда как у наиболее близкого аналога - 88-90%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа.
Примеры практического применения
Пример 1. Изоляцию водопритоков проводили в горизонтальной скважине с обводненностью 95%, текущим забоем 956,4 м, диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и интервалом перфорации 893-899 м, вскрывшим трещинно-поровый карбонатный коллектор.
На скважине в смесительной емкости установки КУДР-8 приготовили 10 м3 0,2%-ного водного раствора ПАА, затем в раствор постепенно вводили 50 кг ВСМ длиной 12 мм и перемешивали 5-10 мин. Далее в емкостях установки КУДР-8 с перемешивающими устройствами готовили 30 м3 15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида. Объем водоизоляционной композиции зависит от приемистости изолируемого интервала.
Закачивание проводили через НКТ диаметром 73 мм, спущенные на глубину 863 м, с этой целью обвязали два цементировочных агрегата с устьем скважины через тройник для обеспечения непрерывного последовательного закачивания суспензии ВСМ в 0,2%-ном водном растворе ПАА, водного раствора полиалюминия хлорида и цементного раствора через колонну НКТ в скважину. Опрессовали нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.
Закачали через НКТ в изолируемый интервал 10 м3 суспензии ВСМ в 0,2%-ном водном растворе ПАА, содержащего 50 кг ВСМ; 30 м3 15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида; 0,5 м3 пресной воды; цементный раствор затворенный при В/Ц=0,5 из 3 т цемента; 0,3 м3 пресной воды; 3,3 м3 технологической жидкости. Произвели промывку до чистой воды закачкой в межтрубье 3,9 м3 технологической жидкости. Подняли НКТ на глубину 563 м. Оставили скважину для структурирования водного раствора полиалюминия хлорида в течение 48 ч. Промыли скважину со спуском НКТ до забоя. Освоили скважину свабом. Спустили подземное оборудование. Запустили скважину в работу. В результате водоизоляционных работ обводненность скважины снизилась от 95 до 50%.
Пример 2. Изоляцию водопритоков проводили в горизонтальной скважине с обводненностью 98%, текущим забоем 1200 м и интервалом притока воды в открытом стволе 1001-1009 м, определенным предварительно геофизическими методами. Скважина эксплуатирует трещинно-поровый карбонатный коллектор.
На скважине в смесительной емкости установки КУДР-8 приготовили 7 м3 0,05%-ного водного раствора ПАА, затем в раствор постепенно вводили 14 кг ВСМ длиной 3 мм и перемешивали 5-10 мин. Далее в емкостях установки КУДР-8 с перемешивающими устройствами готовили 21 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида. Объем водоизоляционной композиции зависит от приемистости изолируемого интервала.
Закачивание проводили через НКТ диаметром 73 мм, спущенные на глубину 1009 м, с этой целью обвязали два цементировочных агрегата с устьем скважины через тройник для обеспечения непрерывного последовательного закачивания суспензии ВСМ в 0,05%-ном водном растворе ПАА и водного раствора полиалюминия хлорида через колонну НКТ в скважину. Опрессовали нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.
Закачали через НКТ в изолируемый интервал 7 м3 суспензии ВСМ в 0,05%-ном водном растворе ПАА, содержащего 14 кг ВСМ; 21 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида; 3,5 м3 технологической жидкости. Произвели промывку до чистой воды закачкой в межтрубье 4,5 м3 технологической жидкости. Подняли НКТ на глубину 700 м. Оставили скважину для структурирования водного раствора полиалюминия хлорида в течение 48 ч. Промыли скважину со спуском НКТ до забоя. Освоили скважину свабом. Спустили подземное оборудование. Запустили скважину в работу. В результате водоизоляционных работ обводненность скважины снизилась от 98 до 59%.
Таким образом, применение предлагаемого технического решения позволяет в 1,2-1,4 раза повысить эффективность изоляции водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и создания прочного водоизоляционного экрана и увеличения стойкости геля к перепадам давления в условиях трещиноватого пласта.
Claims (1)
- Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах, включающий приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида, отличающийся тем, что водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ, предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида, после чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014150799/03A RU2571474C1 (ru) | 2014-12-15 | 2014-12-15 | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014150799/03A RU2571474C1 (ru) | 2014-12-15 | 2014-12-15 | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2571474C1 true RU2571474C1 (ru) | 2015-12-20 |
Family
ID=54871375
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014150799/03A RU2571474C1 (ru) | 2014-12-15 | 2014-12-15 | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2571474C1 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2619778C1 (ru) * | 2016-03-10 | 2017-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах |
RU2673500C1 (ru) * | 2018-02-02 | 2018-11-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Водоизолирующий состав (варианты) |
RU2703598C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) |
RU2704168C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважине |
RU2710862C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-01-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
RU2178060C2 (ru) * | 1999-11-30 | 2002-01-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-производственный центр по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли" (ФГУП НПЦ "Недра") | Способ крепления скважины |
RU2356929C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-05-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах |
RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
RU2507377C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
RU2526039C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважине |
-
2014
- 2014-12-15 RU RU2014150799/03A patent/RU2571474C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
RU2178060C2 (ru) * | 1999-11-30 | 2002-01-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-производственный центр по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли" (ФГУП НПЦ "Недра") | Способ крепления скважины |
RU2356929C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-05-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах |
RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
RU2507377C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
RU2526039C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважине |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2619778C1 (ru) * | 2016-03-10 | 2017-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах |
RU2673500C1 (ru) * | 2018-02-02 | 2018-11-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Водоизолирующий состав (варианты) |
RU2703598C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) |
RU2704168C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважине |
RU2710862C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-01-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
US20100224366A1 (en) | Methods of Using Colloidal Silica Based Gels | |
AU2015390249B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
RU2416025C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами | |
RU2581861C1 (ru) | Способ укрепления призабойной зоны скважины | |
RU2566357C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
CN104927830A (zh) | 防水锁压裂液及其制备方法 | |
RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
RU2463436C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны | |
RU2599154C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) | |
RU2356929C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах | |
RU2323325C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) | |
RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
RU2496970C1 (ru) | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах | |
RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину |