RU2212532C2 - Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений - Google Patents
Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторожденийInfo
- Publication number
- RU2212532C2 RU2212532C2 RU2001120781A RU2001120781A RU2212532C2 RU 2212532 C2 RU2212532 C2 RU 2212532C2 RU 2001120781 A RU2001120781 A RU 2001120781A RU 2001120781 A RU2001120781 A RU 2001120781A RU 2212532 C2 RU2212532 C2 RU 2212532C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- temperature
- oil
- formation
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах при разработке месторождений с термобарическими условиями образования гидратов в газонефтяной толще пласта. Обеспечивает повышение эффективности изоляции газопроявлений. Сущность изобретения: устанавливают непроницаемый гидратный экран в газовом пласте путем закачки в него расчетного объема воды. Согласно изобретению при давлении в газонефтяной толще более 1,0 МПа и температуре менее 20oС закачивают пресную воду. Пресную воду закачивают с температурой, превышающей температуру образования гидратов в газовом пласте для ее распространения по площади в этом пласте без образования гидратов. Затем скважину останавливают для выравнивания температуры закачанной воды с температурой пласта и образования гидратов. Для предупреждения образования гидратов в стволе скважины в нее спускают нагревательное устройство. Осуществляют ввод скважины в эксплуатацию. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах при разработке месторождений с термобарическими условиями образования газогидратов в газонефтенасыщенной толще пласта.
Известна технология изоляции каналов поступления газа из газовых пластов или шапок в ствол нефтедобывающей скважины, заключающаяся в заполнении каналов закупоривающими материалами, например упругим гелем на основе силиката натрия и соляной кислоты [1].
Недостаток данного способа заключается в необходимости закачки дорогостоящих материалов, сложности проведения технологии на скважинах.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ изоляции газопроявлений в нефтедобывающих скважинах при разработке месторождений с газовой шапкой, включающий формирование в газонасыщенной толще пласта непроницаемого экрана созданием условий для гидратообразования путем подачи в толщу пласта свободной воды с последующим охлаждением пласта за счет интенсивного дренажа газа [2].
Способ предназначен для пластов с температурой выше температуры образования в них гидратов.
Недостатком данного решения является то, что в этих условиях практически невозможно удержать газогидратные отложения в пласте после прекращения его охлаждения. В процессе работы скважины температура ее призабойной зоны мгновенно восстановится до первоначального пластового значения и гидратная перемычка разложится на воду и газ [3]. Кроме того, призабойную зону нефтедобывающих скважин газонефтяных залежей практически невозможно охладить на 50-60oС за счет дренажа газа.
Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности способа изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений с термобарическими условиями образования газогидратов в газонефтяной толще пласта (давление в пласте более 1,0 МПа, температура менее 20oС).
Поставленная задача достигается тем, что в способе изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений, включающем установку непроницаемого гидратного экрана в газовом пласте путем закачки в него расчетного объема пресной воды, согласно изобретению при давлении в газонефтяной толще более 1,0 МПа и температуре менее 20oC закачивают пресную воду с температурой, превышающей температуру образования гидратов в газовом пласте для ее распространения по площади в этом пласте без образования гидратов, затем скважину останавливают для выравнивания температуры закачанной воды с температурой пласта и образования гидратов, при этом для предупреждения образования гидратов в стволе скважины в нее спускают нагревательное устройство, после чего осуществляют ввод скважины в эксплуатацию. Вместо пресной воды можно использовать также низкоминерализованную воду.
Сущность изобретения заключается в следующем. После снижения температуры закачанной пресной или низкоминерализованной воды до температуры пласта и ввода скважины в эксплуатацию газ из газового пласта, вытесняя воду из пор коллектора, начнет поступать в ствол скважины. При взаимодействии остаточной пресной или низкоминерализованной воды в порах с газом в термобарических условиях гидратообразования (Рпл > 1,0 MПa, Тпл < 20oС) образуются гидратные кристаллы, удельный объем которых на 20% выше объема воды, что обеспечивает закупорку пор и блокирует прорыв газа из газового пласта в ствол скважины.
Исследования на образцах керна длиной 3 см проницаемостью 10-13 м2 показали [4] , что при вытеснении водонасыщенного образца газом в условиях гидратообразования проходит резкое снижение их проницаемости и впоследствии блокирование фильтрации как по газу, так и по воде при перепадах давления на образце до 10 МПа. Отсюда следует, что для эффективной изоляции газоперетоков в пласте достаточно установить гидратный экран толщиной более 0,2 м.
Для того чтобы пресная вода распространялась на значительную площадь в газовом пласте, не образуя гидратов, и впоследствии был сформирован расчетной площади непроницаемый экран, ее закачивают с повышенной температурой. Объем закачиваемой воды определяется требуемой площадью гидратной перемычки, оптимальный радиус которой от оси скважины принимается 10 м. Например, при толщине перемычки 0,2 м, ее радиусе 10 м и при пористости коллектора 20% потребуется закачать: V = 0,2•π•100•0,2 = 13 м3 воды (без учета утечек).
На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа.
Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений осуществляется в следующей последовательности. Геофизическими методами определяют интервал 1 прорыва газа из газового пласта 2 в нефтяной пласт 3 и ствол скважины 4, обсаженный эксплуатационной колонной 5. В ствол скважины 4 спускают колонну труб 6 с пробкой 7 и пакером 8, которые ограничивают интервал ствола скважины 4, через который закачиваемая вода подается в интервал 1 прорыва газа.
После установки пакера 8 и пробки 7 в колонну труб 6 подают воду с температурой 30-90oС. Вода через отверстия 9 в колонне труб 6 и перфорированные отверстия 10 в эксплуатационной колонне 5 поступает в интервал 1 прорыва газа и далее в газовый пласт 2. После закачки расчетного объема воды в газовый пласт 2 скважину закрывают на несколько суток для выравнивания температуры закачанной воды с пластовой температурой. Температура образования гидратов определяется по равновесной кривой гидратообразований в соответствии с давлением в пласте [3].
Для предупреждения образования гидратных пробок в стволе скважины 4 в него спускают нагревательное устройство, например греющий кабель 11. Скважину осваивают, например, сжатым газом и выводят на рабочий режим. При фильтрации газа через природный коллектор, насыщенный закачанной пресной водой, в условиях гидратообразования происходит закупоривание пор интервала 1 гидратами. Нагревателем в стволе скважины поддерживается температура потока добываемой нефти 20-50oC, чем предотвращается образование гидратных пробок в процессе ввода скважины в эксплуатацию. По дебиту газа делают заключение о прекращении дренажа и эффективности проделанных работ.
Греющий кабель 11, а затем и колонну труб 6 с пробкой 7 и пакером 8 извлекают из ствола скважины 4. Спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.
Пример реализации способа. Талаканское газонефтяное месторождение Якутии имеет пластовую температуру 12oС, давление 15,0 МПа, минерализация пластовой воды - 415 г/л. По предлагаемому способу минерализованная вода в призабойной зоне скважины заменяется на пресную. В пласте при дренаже газа создаются все условия для образования гидратов: газ, пресная вода, температура, давление. Создаваемые термобарические условия дренажа газа через коллектор находятся выше равновесных кривых гидратообразования по графику [3]. Следовательно, образуются гидраты.
Таким образом, при минимальных материальных затратах ликвидируется прорыв газа в нефтедобывающую скважину.
Источники информации
1. Л.С. Бриллиант, А.А. Заров и др. "Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения": Нефтяное хозяйство 9/2000, с. 69-75.
1. Л.С. Бриллиант, А.А. Заров и др. "Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения": Нефтяное хозяйство 9/2000, с. 69-75.
2. Авторское свидетельство СССР 1150346, кл. Е 21 В 43/00, 1985 г. Прототип.
3. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Моргунова. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. - Том I. - М.: Недра, 1984, с. 62-63.
4. Малышев А.Г. Исследования гидратообразования в многокомпонентных углеводородных системах и его применение к разработке нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Диссертация кандидатская, ТИИ, Тюмень, 1979 г.
Claims (1)
- Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений, включающий установку непроницаемого гидратного экрана в газовом пласте путем закачки в него расчетного объема воды, отличающийся тем, что при давлении в газонефтяной толще более 1,0 МПа и температуре менее 20oС закачивают пресную воду с температурой, превышающей температуру образования гидратов в газовом пласте для ее распространения по площади в этом пласте без образования гидратов, затем скважину останавливают для выравнивания температуры закачанной воды с температурой пласта и образования гидратов, при этом для предупреждения образования гидратов в стволе скважины в нее спускают нагревательное устройство, после чего осуществляют ввод скважины в эксплуатацию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120781A RU2212532C2 (ru) | 2001-07-24 | 2001-07-24 | Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120781A RU2212532C2 (ru) | 2001-07-24 | 2001-07-24 | Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001120781A RU2001120781A (ru) | 2003-06-20 |
| RU2212532C2 true RU2212532C2 (ru) | 2003-09-20 |
Family
ID=29776833
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001120781A RU2212532C2 (ru) | 2001-07-24 | 2001-07-24 | Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2212532C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2538011C1 (ru) * | 2013-07-23 | 2015-01-10 | Сергей Владимирович Кайгородов | Способ разработки водонефтяной залежи с низкой пластовой температурой |
| RU2537721C1 (ru) * | 2013-07-22 | 2015-01-10 | Сергей Владимирович Кайгородов | Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой |
| RU2601707C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения |
-
2001
- 2001-07-24 RU RU2001120781A patent/RU2212532C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МАКОГОН Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М.: Недра, 1985, с.140-141. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2537721C1 (ru) * | 2013-07-22 | 2015-01-10 | Сергей Владимирович Кайгородов | Способ разработки месторождений нефти с газовой шапкой и низкой пластовой температурой |
| RU2538011C1 (ru) * | 2013-07-23 | 2015-01-10 | Сергей Владимирович Кайгородов | Способ разработки водонефтяной залежи с низкой пластовой температурой |
| RU2601707C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5085276A (en) | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing | |
| AU2010266638B2 (en) | Flow control device with one or more retrievable elements | |
| US4305463A (en) | Oil recovery method and apparatus | |
| SU1082332A3 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| CA1264147A (en) | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding | |
| CA2800746C (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| US4460044A (en) | Advancing heated annulus steam drive | |
| AU2003203538B8 (en) | Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems | |
| US4787449A (en) | Oil recovery process in subterranean formations | |
| US3455392A (en) | Thermoaugmentation of oil production from subterranean reservoirs | |
| Kuehne et al. | Design and evaluation of a nitrogen-foam field trial | |
| US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
| US5036917A (en) | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs | |
| US3358762A (en) | Thermoaugmentation of oil-producing reservoirs | |
| US2938584A (en) | Method and apparatus for completing and servicing wells | |
| RU2212532C2 (ru) | Способ изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах газонефтяных месторождений | |
| US2365428A (en) | Recovery of oil from oil fields | |
| RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
| RU2135760C1 (ru) | Способ обработки пласта | |
| RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
| RU2129208C1 (ru) | Способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа | |
| US3637014A (en) | Secondary oil recovery process using time-dependent shear-thinning liquid | |
| RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2127807C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| Cole et al. | Two Water Control Sealant System for Matrix and Channel Plugging |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100725 |