RU2616893C1 - Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах - Google Patents
Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2616893C1 RU2616893C1 RU2016121646A RU2016121646A RU2616893C1 RU 2616893 C1 RU2616893 C1 RU 2616893C1 RU 2016121646 A RU2016121646 A RU 2016121646A RU 2016121646 A RU2016121646 A RU 2016121646A RU 2616893 C1 RU2616893 C1 RU 2616893C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- pressure
- reservoir
- injection
- wellhead
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 7
- 230000004941 influx Effects 0.000 title description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 53
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 23
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 21
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 14
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 8
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 210000003850 cellular structure Anatomy 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000008669 Hedera helix Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах. Подготавливают водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0, соль аммония 1,5-2,8, комплексоны 0,1-0,8, комплексонаты или хелаты 0,1-2,7, ПАВ 0,2-1,0, вода пресная или минерализованная - остальное. Устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка от необрабатываемой части пласта и от затрубного пространства скважины. Осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации пласта с выдержкой между закачками 10-12 часов. Измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки. После достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21. Изобретение позволяет ограничить водоприток из пласта или обработанного пропластка в добывающую скважину и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.
Description
Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, и может быть применено в скважинах расположенных как в карбонатном, так и в терригенном коллекторах.
Из уровня техники известны следующие решения.
Известен способ изоляции пластовых вод в нефтегазовой скважине, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство скважины в пласт изолирующих агентов, в частности цементного раствора (Авторское свидетельство №108441, опубликованное 07.04.1984).
Недостатком этого способа является сложность операций по закачке изолирующего агента в водонасыщенную часть и последующего цементирования. Кроме того, требуются дополнительные финансовые и трудозатраты для дальнейшего разбуривания цементного камня и пакера.
Также из уровня техники известен способ изоляции водопритоков в скважину (Патент РФ №2462585, опубликованный 27.09.2012), заключающийся в нагнетании полимерной композиции в обрабатываемый интервал скважины, подготовки водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель и воду, введение в обрабатываемый интервал скважины полученной композиции, продавливание ее технологической жидкостью и проведение полимеризации композиции.
Недостатками этого способа являются чувствительность технологического процесса полимеризации к температуре в скважине - не соблюдение температурного режима может привести к преждевременному застыванию полимерного раствора в трубах скважины. Кроме того, такие составы обладают повышенной вязкостью, что не позволяет им проникать далеко в пласт - малая зона обработки пласта.
Наиболее близким аналогом к патентуемому решению является способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину (см. патент РФ №2515675, опубликованный 20.05.2014), включающий установку пакера для отсечения нижних пластов, циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, при этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.
Недостатком известного способа является его продолжительность, связанная с достаточно долгой технологической выдержкой, необходимой для завершения процесса гелеобразования, большой расход рабочего реагента и трудоемкость процесса. В предложенном способе не происходит гелеобразование водоизоляционного состава, закачанного в первом цикле, вследствие этого нет необходимости подбирать время закачек при всех последующих циклах в зависимости от времени полного гелеобразования. Время обработки скважины в предложенном способе существенно меньше, чем в выявленном.
Таким образом, найденные решения не могут эффективно решить задачу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах при эксплуатации системы принудительного поддержания пластового давления.
Задачей патентуемого решения является устранение указанных недостатков.
Техническим результатом патентуемого решения является ограничение водопритока из пласта или обрабатываемого пропластка в добывающую скважину с целью снижения обводненности скважинной продукции и увеличение зоны охвата заводнением обрабатываемого пласта.
Заявленный технический результат достигается за счет осуществления способа ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, согласно патентуемому решению, готовят водный раствор из модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под торговой маркой «Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас. %:
| хлорид натрия и/или хлорид калия | 0,1-7,0 |
| соли аммония | 1,5-2,8 |
| комплексонаты | 0,1-0,8 |
| комплексоны или хелаты | 0,1-2,7 |
| ПАВ | 0,2-1,0 |
| вода пресная или минерализованная | остальное |
устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка, от затрубного пространства скважины и осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону скважины с выдержкой между закачками 10-12 часов, при этом измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки, после достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося в насосно-компрессорных трубах водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21.
Применение в растворе модификатора коллекторских свойств пласта хлорида натрия и/или хлорида калия в диапазоне от 0,1 до 7,0 мас. % в качестве утяжелителей водного раствора для лучшего его проникновения в пласт позволяет получить необходимую плотность раствора, одновременно насытив его солями щелочного металла и ингибировать набухание глинистых составляющих породы пласта. Кроме того, хлорид натрия и хлорид калия участвуют в формировании в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.
В качестве солей аммония могут использоваться, например, нитрат аммония, хлорид аммония, содержание которых в модификаторе выбирают в пределах от 1,5 до 2,8 мас. %. Использование солей аммония позволяет продлить период действия комплексонов, комплексонатов и хелатов, участвующих в формировании в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) выбирают любое вещество из ряда, например: Нефтенол К, МЛ-Супер, Синол-Кам и др., и используют в модификаторе в пределах от 0,2 до 1,0 мас. %. Использование в качестве ПАВ упомянутых веществ в указанных пределах позволяет снизить межфазное натяжение на границе раздела сред и облегчить проникновение водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под товарной маркой «Компонекс-21» в мелкие поры пласта.
Применение в композиции комплексонатов, например цинкового комплекса НТФ (нитрилотриметиленфосфонато - цинк натриевая соль) или цинкового комплекса ОЭДФ (гидрокси этилидендифосфонато - цинк динатриевая соль) - в диапазоне от 0,1 до 0,8 позволяет удалять продукты коррозии, нефти и других кольматирующих составов из обрабатываемой зоны пласта. Очищение зоны обработки от всех привнесенных в нее загрязнений является необходимым условием для прохождения реакции комплексообразования.
Применение в композиции комплексонов, например нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ кислоты), нитрилотриуксусной кислоты (НТУК) или этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДАТУК), или двунатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (ДН ЭДАТУК), или диэтилентриаминпентоуксусной кислоты (ДЭТАПУК), или транс-1,2-диаминциклогексатетрауксусной кислоту (ДАГТУК) в диапазоне от 0,1 до 2,7 позволяет предотвратить образование отложения солей и растворить имеющиеся солеотложения в призабойной зоне пласта, что необходимо для предотвращения засорения пор обрабатываемой части пласта от выпадения солей из пересыщенных солевых растворов, а также позволяет удерживать ионы щелочных металлов в растворе, чтобы они не выпадали в осадок, а прореагировали с хелатными соединениями с целью образования требуемой ячеистой структуры.
Применение в композиции хелатов, в диапазоне от 0,1 до 2,7 позволяет провести реакцию структурообразования с созданием требуемой комплексной ячейки. Хелаты – это химические соединения, которые взаимодействуют (с образованием комплекса) с ионами металлов, изменяя химические свойства ионов металлов. Все многовалентные ионы металлов могут быть подвергнуты хелатированию. Хелатированная связь иона металла является обратимой и важнейшим фактором, при этом является рН раствора. Особенно для этих целей подходят аминополикарбоксилаты, например ряд аминополикарбоксилатов марки Dissolvine:GL-NA-33; GL-38; Н-40; D-K5-40; K2Н2. Таким образом хелаты создают сложные химические соединения с щелочными и щелочно-земельными металлами и способствуют быстрому формированию в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.
В результате испытаний опытным путем установлено, что использование комплексонов или хелатов в сочетании с другими компонентами модификатора Компонекс-21 для обработки пласта в указанных диапазонах согласно предложенному способу оказывает одинаковый эффект на водоизолирующую способность способа, поэтому можно использовать любые из них.
Установка пакера или двухпакерной сборки в скважину позволяет изолировать выбранный для обработки с целью ограничения из него водопритока перфорированный участок скважины от затрубного пространства скважины или части зоны перфорации в виде обводненного пропластка от остальной зоны перфорации и затрубного пространства скважины и закачивать водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 только в обрабатываемую область. Двухпакерная сборка применяется в случае обработки не всего пласта, а его части - пропластка.
Осуществление порционной закачки приготовленного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону скважины с выдержкой между закачками 10-12 часов, измерение давления на устье скважины в начале и в конце каждой закачки и окончательная продавка в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 при достижении давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающего величины давления гидравлического разрыва пласта, позволяет:
- при первой закачке сформировать в порах пласта пространственную ячеистую структуру, позволяющую уменьшить фазовую проницаемость по воде вследствие формирования в промытых водных интервалах пространственной гидрофобной структуры с изменением характера смачиваемости поровой поверхности с гидрофильного на гидрофобный и с делением существующих крупных водонасыщенных пор пласта - сети более мелких гидрофобных пор, создающих препятствие на пути протекающей через указанные поры воды,
- при второй и последующих закачках количество циклов закачки определяется ростом давления, наблюдаемым на устье скважины до величины не менее 20 МПа, позволяет достичь требуемого уплотнения сети возникших пор и таким образом достичь ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и вследствие этого снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин и увеличения зоны охвата пласта заводнением.
Описанный эффект основан на том, что водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта представляет собой органо-минеральный состав, молекулы которого за счет хемосорбции активно взаимодействуют с поверхностью порового пространства и формируют устойчивую структурированную гидрофобную ячеистую структуру. Взаимодействие реагента с породой пласта и/или капиллярно связанной водой определяется наличием в их кристаллических решетках атомов щелочно-земельных (кальция, магния), либо щелочных металлов (натрия, калия), то есть характерно для карбонатных пластов или терригенных с карбонатным типом цемента, либо терригенных пластов с глинистым типом цемента, но имеющих высокую степень содержания щелочных либо щелочно-земельных элементов в пластовых водах хлоркальциевого либо гидрокарбонатнонатриевого типа. Формирование такой структуры существенным образом меняет взаимодействие молекул фильтрующейся воды с обработанными поровыми поверхностями таким образом, что протекание воды через сеть уплотненных модифицированных гидрофобных пор значительно затруднено, а во многих случаях вообще невозможно, при этом и фазовая проницаемость породы относительно нефти также значительно уменьшается.
Время выдержки водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава от 10 до 12 часов было установлено опытным путем в лабораторных условиях при моделировании эксперимента на керне. Оно определялось как минимальное время, необходимое для прохождения реакции водного раствора модификатора указанного состава при любом соотношении компонентов в указанных диапазонах с породой керна и структурирования ячеистой структуры.
Благодаря порционной закачке в обрабатываемую зону пласта водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава с выдержкой 10-12 часов происходит уплотнение ячеистой структуры, созданной при продавке первой порции упомянутого раствора модификатора, и придание ей некоторой прочности. С каждой последующей продавкой упомянутого раствора в пласт размер пор в созданной структуре будет уменьшаться, что будет приводить к уменьшению фазовой проницаемости по воде. При достижении давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, осуществляют окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, что позволяет практически полностью предотвратить приток воды из пласта, точнее из той его части, которая подверглась такой обработке.
Количество порций определяют исходя из учета роста давления на устье при продавке каждой последующей порции и ограничено величиной достижения требуемого давления закачки или давления гидроразрыва пласта.
Сущность изобретения заключается в следующем.
В предложенном способе ограничение водопритока в добывающих нефтяных скважинах, оборудованных установкой электрического центробежного насоса или штангового глубинного насоса, достигается путем проведения обработки призабойной зоны пласта через трубное пространство скважины.
Осуществляют отсечение пакером или двухпакерной сборкой перфорированной зоны либо ее части от затрубного пространства скважины с целью получения возможности осуществить закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 в обрабатываемую зону пласта при любых давлениях закачки в соответствии с теми целями, которые ставятся перед началом работ.
Готовят водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава при указанном соотношении компонентов масс и аккумулируют его в автоцистерне.
Перемешивают в смесительной емкости указанный раствор до полного растворения модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 с помощью ЦА-320 и ППУ.
Проводят герметизацию устья скважины. Опрессовывают задвижки на герметичность. Закрывают скважину до начала проведения работ.
Через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации скважины закачивают первую порцию приготовленного раствора.
Измеряют начальное давление закачки на устье скважины.
Осуществляют выдержку водного раствора на реакцию в обрабатываемой зоне пласта в течение 10-12 часов.
Приготавливают следующую порцию водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 или используют раствор, приготовленный ранее.
Измеряют давление на устье скважины.
Через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации скважины закачивают вторую порцию приготовленного раствора.
Измеряют давление на устье скважины.
Далее процесс закачки и выдержки повторяют до достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки на устье скважины на 20 МПа, но не превышающего величины давления гидравлического разрыва пласта. По достижению указанного давления закачку раствора в пласт прекращают.
Обработку скважины завершают окончательным продавливанием водой в пласт оставшегося раствора и оставляют скважину на реагирование на 72 часа.
Далее изобретение поясняется с помощью примеров.
Пример 1.
Опытно-промысловые испытания описанного способа ограничения водопритока в скважину проводились на нефтяном месторождении республики Коми на добывающей скважине в пропластках, расположенных в эфейском пласте D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки).
Устройство скважины: эксплуатационная колонна 168,3 мм, текущий забой (глубина скважины) 3802 метров, пласты эфейский D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки) и старооскольский D2 st (IV пачка). Интервалы перфорации:
D2st. (IVп.): 3606.6-3607.3 м.; 3611.5-3614.7 м; 3615,3-3616,4 м; 3617.3-3619.3 м; 3621.5-3622.8 м; 3624.6-3626.2 м, 3627.1-3628 м; 3630.7-3633.3 м.
D2ef. (IIIп.): 3652.9-3654.3 м; 3665.9-3666.6 м; 3676.1-3677 м; 3678.1-3678.9 м; 3681.8-3685.2 м; 3686.2-3689.2 м; 3692-3695.1 м; 3696.1-3700.6 м; 3706.4-3707.8 м; 3710.6-3712.7 м; 3713.5-3714.8 м; 3716.2-3717.5 м; 3718.6-3719.4 м; 3720.8-3723.4 м.
D2ef. (I+IIп.): 3724.9-3726.3 м; 3727.8-3728.4 м; 3729.1-3730.1 м; 3731.7-3732.7 м; 3734.3-3741.9 м; 3742.4-3749.1 м.
Всего: 59,7 м.
Скважина оборудована электрическим центробежным насосом 45-2700, спущенным на насосно-компрессорной трубе диаметром 73 мм на глубину 2973 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10 МПа.
Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 54 м3, обводненность 78% и дебит по нефти 9,8 т в сутки.
Приготовили водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта, содержащего, мас. %: хлориды калия - 6,0; комплексонаты (цинкового комплекса НТФ) - 0,8; хелаты (Dissolvine GL-NA-33) - 2,2; Нефтенол-ВВД - 1,0 (в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества), нитрат аммония - 1,5; остальное - вода, общим объемом 28,0 м3 и аккумулировали его в автоцистерне.
Устанавливают пакер на глубине 3703 метра с целью отсечь обводненные пропластки пластов D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки), расположенные в интервалах перфорации ниже 3703 метров с целью их обработки для ограничения водопритока в скважину. Закачивают в обрабатываемые пропластки первую порцию приготовленного водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 12 м3. Начальное давление закачки на устье скважины равно 0 МПа.
Выдерживают на реакцию в пласте 12 часов.
Закачивают в обрабатываемые пропластки вторую порцию приготовленного водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 10 м3. Давление закачки на устье скважины - 18 МПа. Выдержка на реакцию в пласте 12 часов.
Закачивают в обрабатываемые пропластки третью порцию приготовленного водного раствор модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 6,0 м3. Давление закачки на устье скважины - 25 МПа.
Осуществляют продавку в пласт водного раствора из НКТ минерализованной водой удельным весом 1,02 г/см3. Давление продавки на устье скважины (25 МПа).
Выдерживают модификатор в пласте 72 часа для протекания реакции и запускают электрический центробежный насос в работу.
Результаты обработки.
Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 9,0 м3, обводненность 8,8% и дебит по нефти 8,0 т в сутки.
Пример 2.
Опытно-промысловые испытания описанного способа ограничения водопритока скважинной продукции и повышения дебита нефти проводились на нефтяном месторождении республики Коми на добывающей скважине в пласте D2st.
Устройство скважины: эксплуатационная колонна 168,3 мм, текущий забой (глубина скважины) 3667 метров, пласты: эфейский D2ef (III пачка) и старооскольский D2 st (IV пачка). Интервалы перфорации: D2st. (IVп.): 3433-3434.4, 3439-3440, 3441.4-3442.2, 3444-3446.8, 3447.8-3449.6, 3454.8-3457.8, 3460.6-3462, 3468.6-3471.6, D2ef. (IIIп.): 3528-3530, 3537.4-3539.6, 3544.4-3547.8. Скважина оборудована электрическим центробежным насосом 45-2700, спущенным на насосно-компрессорной трубе диаметром 73 мм на глубину 2930 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10 МПа.
Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 80 м3/сут, обводненность 87% и дебит по нефти 8,32 т в сутки.
Приготовили водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, содержащий, мас. %: хлориды натрия - 1,0; комплексоны (нитрилотриуксусной кислоты (НТУК)) - 2,6; комплексонаты (цинк НТФ 0,39) - 0,2; Синол-Кам - 0,2 (в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества), хлорид аммония - 2,8, вода - остальное, общим объемом 30,0 м3 и аккумулировали его в накопительной емкости.
Устанавливают пакерную сборку: верхний пакер на глубине 3420 метра, а нижний пакер на глубине 3520 метров с целью отсечь от обработки пласт D2ef (III пачка), расположенный в интервалах перфорации ниже 3525 метров с целью обработки пласта D2 st (IV пачка) для снижения обводненности и увеличения дебита нефти. Закачивают в обрабатываемый пласт приготовленный объем водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 30 м3. Давление на устье скважины в начале закачки - 0 МПа. Давление в конце закачки – 21 МПа. Выдержка на реакцию в пласте – 144 часа.
Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 27,4 м3, обводненность 0,18% и дебит по нефти 27,35 т в сутки.
Таким образом, заявленный способ позволяет ограничить водоприток из пласта или обрабатываемого пропластка в добывающую скважину с целью снижения обводненности скважинной продукции и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.
Claims (3)
- Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, характеризующийся тем, что готовят водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0 соли аммония 1,5-2,8 комплексоны 0,1-0,8 комплексонаты или хелаты 0,1-2,7 ПАВ 0,2-1,0 вода пресная или минерализованная остальное, - устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка от необрабатываемой части пласта и от затрубного пространства скважины и осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону пласта с выдержкой между закачками 10-12 часов, при этом измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки, после достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121646A RU2616893C1 (ru) | 2016-06-01 | 2016-06-01 | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121646A RU2616893C1 (ru) | 2016-06-01 | 2016-06-01 | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2616893C1 true RU2616893C1 (ru) | 2017-04-18 |
Family
ID=58642650
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016121646A RU2616893C1 (ru) | 2016-06-01 | 2016-06-01 | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2616893C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107676086A (zh) * | 2017-10-27 | 2018-02-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分散边底水型气藏水侵阶段的判别方法及其装置 |
| RU2743977C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Состав для снижения водопроницаемости горных пород (варианты) и способ тампонирования водопроницаемости участков горных пород |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2176723C1 (ru) * | 2001-04-09 | 2001-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Технонефтеотдача" | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины |
| RU2312880C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| RU2506298C1 (ru) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта |
| RU2515675C1 (ru) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину |
-
2016
- 2016-06-01 RU RU2016121646A patent/RU2616893C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2176723C1 (ru) * | 2001-04-09 | 2001-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Технонефтеотдача" | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины |
| RU2312880C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| RU2506298C1 (ru) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта |
| RU2515675C1 (ru) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КОРПОРАТИВНАЯ ГАЗЕТА ОАО "УДМУРТНЕФТЬ" N 4 [1795], 08.02.2013. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107676086A (zh) * | 2017-10-27 | 2018-02-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分散边底水型气藏水侵阶段的判别方法及其装置 |
| CN107676086B (zh) * | 2017-10-27 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分散边底水型气藏水侵阶段的判别方法及其装置 |
| RU2743977C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Состав для снижения водопроницаемости горных пород (варианты) и способ тампонирования водопроницаемости участков горных пород |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2272672A (en) | Water flooding of oil fields | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| EA019178B1 (ru) | Изоляция зон поглощения | |
| RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2135750C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2482269C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2618543C1 (ru) | Способ снижения обводненности нефтяных добывающих скважин | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2164589C1 (ru) | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
| RU2196885C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа | |
| RU2784138C1 (ru) | Способ закачки бинарных смесей в пласт | |
| RU2735008C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180602 |