RU2131022C1 - Способ обработки нагнетательных скважин - Google Patents
Способ обработки нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2131022C1 RU2131022C1 RU98100577A RU98100577A RU2131022C1 RU 2131022 C1 RU2131022 C1 RU 2131022C1 RU 98100577 A RU98100577 A RU 98100577A RU 98100577 A RU98100577 A RU 98100577A RU 2131022 C1 RU2131022 C1 RU 2131022C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gos
- portions
- gel
- injection
- time
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 12
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте при одновременной экономии общего количества закачиваемого тампонажного материала в зонах "языковых" прорывов нагнетаемых вод. Сущность изобретения: по способу формируют потокоотклоняющий экран из гелей на достаточную глубину за счет последовательных закачек порции гелеобразующих составов (ГОС), кольматирующих составов (КС) и порций продавочной жидкости. Время начала гелеобразования первой (предыдущей) порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости. 1 ил.
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 условияx поддержания пластового давления путем заводнения.
Известен способ изоляции водогазопритоков в скважинах путем последовательных закачек порций изолирующих веществ, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (отверждения) (а.с. 1717792, E 21 B 33/14, 33/14, 33/138, 1988 г.).
Однако этот способ направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта непосредственно в призабойной зоне скважины.
Известен также способ обработки нагнетательных скважин путем управляемого формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и/или кольматирующих частиц на достаточном удалении от ствола скважины за счет закачек порций тампонажных материалов, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (патент РФ 2039225, E 21 B 43/22, 1995 г. - прототип).
Однако данный способ также направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта пропластков, что приводит к созданию радиально расположенного изолирующего (потокоотклоняющего) экрана в переходной зоне от ствола скважины до основного объема продуктивного пласта и не позволяет изолировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на большую глубину, и требует значительного количества тампонажного материала.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте при одновременной экономии общего количества закачиваемого тампонажного материала в зонах "языковых" прорывов нагнетаемых вод.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем последовательную закачку в продуктивный пласт порций гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, порций дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц, дисперсной фазы и порций продавочной жидкости, например воды, время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость.
Это позволит экранировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на максимальную глубину при существенной экономии ГОС (см. чертеж), где 1 - оторочки ГОС с неизменными реологическими характеристиками порций, 2 - оторочки продавочной жидкости; 3 - оторочки дисперсий КС, 4 - оторочки ГОС с увеличенной вязкостью последней части объема порции, 5 - потоки нагнетаемой воды после установления потокоотклоняющего экрана, 6 - нагнетательная скважина.
Способ осуществляют следующим образом.
Закачивают расчетный объем порции ГОС, как правило, с минимально возможным для него гидродинамическим сопротивлением (минимальной вязкостью) и временем гелеобразования в пределах расчетного времени закачки всех планируемых последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости. Время начала гелеобразования регулируют путем изменения концентраций реагентов, например лигносульфоната в ГОС по а.с. 1406343, либо путем закачки порций различных ГОС, отличающихся временем начала гелеобразования. После закачки первой порции ГОС скважину пускают под закачку на расчетное время (объем порции продавочной жидкости). По истечении этого времени производят закачку второй (последующей) порции ГОС или дисперсии кольматирующего состава, например 1,5 - 2%-ную суспензию бентонитового глинопорошка в воде. Выбор закачки ГОС или КС зависит от конкретных геолого-физических условий обрабатываемой скважины.
В случае закачки второй (последующей) порции ГОС устанавливают время начала ее гелеобразования в пределах расчетного времени закачки всех последующих порций продавочной жидкости, КС и ГОС. В случае необходимости меняют реологические характеристики данной порции ГОС, например путем изменения концентрации полимера. Для максимальной экономии реагентов поступают следующим образом. Большую порцию ГОС, например от 60 до 90% расчетного объема, закачивают с минимально возможными для данного типа ГОС концентрациями реагентов. В заключительной части расчетного объема порции ГОС (например, от 40 до 10%) устанавливают требуемые расчетные параметры реологии, например вязкости, путем увеличения концентрации полимера, и времени начала гелеобразования, например, путем изменения концентрации гелеобразования. Изменением реологических характеристик регулируют скорость движения оторочки по пласту, а загелированный "хвост" данной оторочки предохраняет относительно медленно набирающий прочность и более слабый гель "головы" оторочки от размыва продавочной жидкостью. После закачки порции ГОС и КС скважину пускают под закачку на расчетное время закачки порции продавочной жидкости. И так далее. Последняя порция ГОС в случае необходимости оставляется в приствольной зоне скважины либо продавливается в удаленную зону пласта очередным запуском скважины под закачку, выбор количества, объемов и реологических характеристик порций КОС, КС, а также объемов порций продавочной жидкости зависит от конкретных геолого-физических условий участка месторождения и обрабатываемой скважины.
Таким образом, при последовательной закачке и продавке каждой последующей порции ГОС, КС, вплоть до последней, предшествующие порции ГОС, КС, включая головную, продвигаются в глубь пласта к "языковому" прорыву нагнетаемой воды, тем самым увеличивая эффект изоляции при снижении общего количества реагентов. Кроме того, оторочки КС, например бентонитового глинопорошка, заключенные между оторочками ГОС, после гелирования последних становятся неподвижными и после завершения процесса набухания в статических условиях усиливают изолирующий эффект даже после разрушения гелевых экранов в результате термоокислительной деструкции с течением времени.
Указанный способ может быть совмещен с другими геологическими мероприятиями, например с последующим или предварительным отключением высокопроницаемых промытых пропластков (например, по а.с. 1832825), последующими ОПЗ скважины кислотными составами, растворителями или ПАЗ, а также с циклической закачкой или физическими методами, например импульсно-волновым воздействием и т.п.
Пример 1. В нагнетательную скважину 3547, куст 417 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью по воде Qн = 515 м3/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию гелеобразующего состава (ГОС) на основе полиакриламида (ПАА) с концентрацией полимера 0,2%, лигносульфоната КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% (а.с. 1406343, 1988 г.) вязкостью 17 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 100 ч, объемом 70 м3 в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 30 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 76 ч, объемом 75 м3 в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q2 = 490 м3/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка третьей порции ГОС с концентрацией ПАА 0,4%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 46 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 50 ч, объемом 68 м3 в течение 4,5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q3 = 465 м3/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка четвертой порции ГОС с концентрацией реагентов и прочими показателями, как в третьей порции, объемом 60 м3 в течение 4 ч, скважину пустили под закачку. По истечении 72 ч приемистость скважины составила Qк = 430 м3/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила 2842 т (13,3 т/сут).
Пример 2. В нагнетательную скважину 6197, куст 522 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Qн = 410 м3/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,3% и бихромата калия 0,15% вязкостью 30 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 70 ч, объемом 60 м3 в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q2 = 360 м3/сут при P = 9 МПа, затем произвели закачку второй порции ГОС, вначале с концентрацией ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 58 м3, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата натрия 0,3% вязкостью 93 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 20 ч объемом 2 м3 в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку на 13 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q3 = 390 м3/сут при P = 9 МПа. Затем произвели закачку третьей порции ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 13 м3, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,8%, КССБ-5 0,8% и бихромата натрия 0,4% вязкостью 136 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 8 ч объемом 10 м3 в течение 1,5 ч. Пустили скважину под закачку. По истечении 24 ч приемистость скважины составила Qк = 332 м3/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила за два последующих после обработки месяца 532 т (5,9 т/сут), эффект продолжается.
Пример 3. (по прототипу). В нагнетательную скважину 3616, куст 564 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Qн = 504 м3/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата калия 0,3% вязкостью 76 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 9 ч, объемом 50 м3 в течение 2,5 ч. Скважину пустили под закачку на 13,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 1,1%, КССБ-5 1,2% и бихромата калия 0,6%, вязкостью 362 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 3 ч, объемом 30 м3 в течение 1,5 ч. Продажа ГОС в пласт, оставили скважину на реагирование в течение 48 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Qк = 360 м3/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих скважин составила 215 т (1,0 т/сут).
Пример 4 (по КС). В лабораторных опытах использовали две модели высокопроницаемого элемента пласта длиной 1,3 м и диаметром 0,046 м, представленную кварцевым песком с начальной проницаемостью по воде около 10 мкм. Модели насытили водой и закачали в одну модель 0,25 порогового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-5 0,50%, затем 0,75 порового объема воды. После выдержки модели в течение 24 ч для образования геля в нее дополнительно закачали 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, и после второй выдержки в течение 24 ч определили проницаемость модели на воде: 0,86 мкм.
Во вторую модель последовательно закачали 0,13 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте, затем 0,3 порового объема воды, затем 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, затем 0,2 порового объема воды и в заключениe еще 0,12 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте. Модель выдержали в течение 48 ч и определили проницаемость по воде: 0,026 мкм.
Как видно из приведенных выше примеров, порционная закачка ГОС, КС, чередуемая с закачками порций воды, причем, когда время начала гелеобразования первой или последующей порции ГОС больше или равно суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (воды), эффективнее технологии по прототипу в случаях "языковых" прорывов нагнетаемых вод.
Claims (1)
- Способ обработки нагнетательных скважин, включающий порционную закачку в пласт гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц дисперсной фазы и продавочной жидкости, например воды, отличающийся тем, что время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98100577A RU2131022C1 (ru) | 1998-01-13 | 1998-01-13 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98100577A RU2131022C1 (ru) | 1998-01-13 | 1998-01-13 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2131022C1 true RU2131022C1 (ru) | 1999-05-27 |
Family
ID=20201155
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98100577A RU2131022C1 (ru) | 1998-01-13 | 1998-01-13 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2131022C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008533B1 (ru) * | 2004-08-18 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ |
| RU2651453C2 (ru) * | 2016-11-14 | 2018-04-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения |
| RU2655258C2 (ru) * | 2017-02-08 | 2018-05-24 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ обработки нагнетательных скважин |
-
1998
- 1998-01-13 RU RU98100577A patent/RU2131022C1/ru active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008533B1 (ru) * | 2004-08-18 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ |
| RU2651453C2 (ru) * | 2016-11-14 | 2018-04-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения |
| RU2655258C2 (ru) * | 2017-02-08 | 2018-05-24 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ обработки нагнетательных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1838804B1 (en) | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| CN106749921A (zh) | 一种调驱用接枝高分子微球及其制备方法 | |
| Zitha et al. | Control of flow through porous media using polymer gels | |
| RU2131022C1 (ru) | Способ обработки нагнетательных скважин | |
| RU2730705C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами | |
| RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2363841C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины | |
| RU2272899C1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| CA1260824A (en) | Method for controlling bottom water coning in a producing oil well | |
| RU2176723C1 (ru) | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины | |
| RU2095560C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2195546C1 (ru) | Способ изоляции промытых зон в нефтяном пласте | |
| RU2340760C1 (ru) | Способ ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины | |
| RU2188312C2 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | |
| RU2093668C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2162142C2 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
| RU2209955C2 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов | |
| RU2655258C2 (ru) | Способ обработки нагнетательных скважин | |
| RU2013521C1 (ru) | Способ изоляции обводненных пластов | |
| RU2078917C1 (ru) | Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении |