RU2465446C1 - Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин - Google Patents
Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2465446C1 RU2465446C1 RU2011125540/03A RU2011125540A RU2465446C1 RU 2465446 C1 RU2465446 C1 RU 2465446C1 RU 2011125540/03 A RU2011125540/03 A RU 2011125540/03A RU 2011125540 A RU2011125540 A RU 2011125540A RU 2465446 C1 RU2465446 C1 RU 2465446C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- wells
- production
- injection
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 20
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 abstract description 70
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 abstract description 50
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 23
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 32
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 18
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 17
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 16
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 16
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 16
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 3
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 3
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 3
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- -1 nitrogen-containing compound Chemical class 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- QMMOXUPEWRXHJS-UHFFFAOYSA-N pent-2-ene Chemical group CCC=CC QMMOXUPEWRXHJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery 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
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium 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
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Polyurethanes Or Polyureas (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин. В способе добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающем обводненность продукции скважин, включающем закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, в добывающие и нагнетательные скважины в качестве водоизолирующего состава закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины от дробления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» или полиуретана от дробления герметизирующей прокладки «Плуг», с начальным размером частиц меньшим проходного сечения обводненных трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта, ограниченно набухающую в воде, не менее чем на 300% за 24 часа, с концентрацией в несущей жидкости 3-40 мас.%, несущую жидкость используют на водной основе, загущенную полимером и содержащую деструктор вязкости, обеспечивающий деструкцию и высвобождение воды закачивания в пласт, после закачивания продавливают в пласт пресной водой. Технический результат - снижение обводненности продукции скважин в течение более продолжительного времени, повышение тампонирующих свойств водоизолирующего состава. 2 пр., 1 табл.
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин, а также может быть использовано при ликвидации поглощений в процессе строительства и ремонта скважин.
Известен способ вытеснения нефти (патент RU №2267603, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.01.2006 г.), используемый при добыче нефти и направленный на снижение обводненности продукции скважин. Способ включает определение диаметра пор Dпор нефтяного пласта, закачку через нагнетательную скважину воды с добавлением резиновой крошки и отбор продукции через добывающую скважину. После полного обводнения нефтяного пласта осуществляют закачку в него воды с добавлением крошки из автомобильных шин с диаметром Dкрошки более или равным 1,3 Dпор, массовое соотношение вода : крошка принимают от 1:0,3 до 1:0,1, при этом большее количество крошки подают на начальном этапе, а меньшее - на завершающем этапе отработки запасов нефтяного пласта.
Недостатком данного способа является то, что для закачивания в пласт резиновой крошки (РК) с диаметром более или равным 1,3 Dпор необходимо поднять давление закачивания до величины, обеспечивающей разрыв пласта или раскрытие трещин. А в условиях обводнения ущерб от разрыва пласта или раскрытия трещин может превысить водоизолирующий эффект от последующего закачивания РК, и обводненность продукции скважин увеличится еще больше. Способ предусматривает использование РК, получаемой переработкой автомобильных шин, которая не выносится из пласта только из-за превышения ее диаметра над диаметром пор пласта. Но в процессе разработки месторождения могут возникать перепады пластового давления, увеличивающие раскрытие трещин, что приведет к выносу РК в скважину и прекращению эффекта от применения способа. Кроме того, вода не обладает достаточной несущей способностью для закачивания РК, что может привести к ее неравномерному закачиванию, с тампонированием прискважинной зоны без возможности прокачки крошки в глубину пласта.
Наиболее близким техническим решением является способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти (патент RU №2187620, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 20.08.2002 г.), используемый при добыче нефти и направленный на снижение обводненности продукции скважин. Способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером частиц меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию. В качестве водонабухающих частиц используют оксиэтилцеллюлозу с расходом 20-25 кг на погонный метр изолируемого пласта при концентрации 1,5-2,0%.
Недостатком известного способа является то, что при рекомендуемых концентрации водонабухающего полимера 2,0% и расходе около 20 кг на метр изолируемого пласта каждый метр пласта будет блокировать лишь 1,0 м3 суспензии полимера, который не способен оказать существенного влияния на эффективность изоляционных работ. Кроме того, использование оксиэтилцеллюлозы в качестве водонабухающего полимера не эффективно, так как она неограниченно набухает в пластовой воде (здесь и далее по тексту под «неограниченным набуханием» следует понимать, что закачиваемые в пласт частицы тампонирующего материала набухают в пластовой воде с течением времени, переходя в раствор, не обладающий тампонирующими свойствами, а под «ограниченным набуханием» следует понимать, что закачиваемые в пласт частицы тампонирующего материала набухают в пластовой воде с течением времени, не переходя в раствор и сохраняя тампонирующие свойства). Указанные недостатки приводят к сокращению продолжительности эффекта от применения способа.
Технической задачей предложения является снижение обводненности продукции скважин в течение более продолжительного времени за счет блокирования обводненных трещин водоизолирующим составом - крошкой из многократно и ограниченно разбухающего в воде эластомера, закачиваемой в несущей жидкости, повышение тампонирующих свойств водоизолирующего состава.
Задача решается способом добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию.
Новым является то, что в добывающие и нагнетательные скважины в качестве водоизолирующего состава закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины от дробления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» или полиуретана от дробления герметизирующей прокладки «Плуг» с начальным размером частиц меньшим проходного сечения обводненных трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта, ограниченно разбухающую в воде не менее чем на 300% за 24 ч, с концентрацией в несущей жидкости 3-40 мас.%, несущую жидкость используют на водной основе, загущенную полимером и содержащую деструктор вязкости, обеспечивающий деструкцию и высвобождение воды после закачивания в пласт, после закачивания продавливают в пласт пресной водой.
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 тампонирование обводненных трещин. Для этого в добывающие и нагнетательные скважины закачивают разбухающую в воде крошку из эластомера на основе резины или полиуретана с начальным размером частиц меньшим проходного сечения трещин. Крошку закачивают в несущей жидкости на водной основе, теряющей способность удерживать крошку во взвешенном состоянии после закачивания в пласт. После закачивания в пласт несущая жидкость теряет способность удерживать крошку во взвешенном состоянии с одновременным выделением воды. Крошка из эластомера на основе резины или полиуретана, впитывая воду, набухает не менее чем на 300% за 24 ч. За счет многократного увеличения крошки в объеме происходит перекрытие ею проходного сечения трещин. В отличие от оксиэтилцеллюлозы, которая после разбухания в воде по свойствам подобна гелю и с течением времени переходит в раствор, не обладающий тампонирующими свойствами, крошка из эластомера обладает упругостью. После разбухания в воде с одновременным увеличением объема, крошка из эластомера из-за наличия упругости в меньшей степени подвержена вымыванию из трещин. Тем самым достигают повышения тампонирующих свойств водоизолирующего состава, и снижения обводненности продукции скважин в течение более продолжительного времени.
Способ реализуют следующим образом. На участке залежи с порово-трещиноватыми продуктивными коллекторами проводят закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации.
Рост обводнения продукции скважин приводит к нерентабельности эксплуатации, так как при обводнении происходит снижение дебита по нефти и возрастают затраты на подъем из скважины смеси нефти с увеличивающимся объемом воды. Также возрастают затраты на подготовку нефти и последующую утилизацию добытой вместе с нефтью воды. Момент времени, когда эксплуатация становится нерентабельной, определяют в нефтедобывающей организации, ведущей разработку месторождения.
При добыче нефти в карбонатных порово-трещиноватых коллекторах обводнение добывающих скважин наиболее часто происходит из-за прорыва воды по системе трещин. Прорвавшаяся вода блокирует фильтрацию нефти из пористых блоков коллектора, и обводненность прогрессирует. С целью блокирования притока воды проводят тампонирование обводненных трещин закачкой водоизолирующего состава. Для этого в одноименные пласты, обводненные в добывающих скважинах и принимающие наибольший объем вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины или полиуретана, многократно и ограниченно разбухающую в воде. Используют крошку с начальным размером частиц меньшим проходного сечения трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта. Такая крошка из-за своего начального размера заведомо не может попасть в поры нефтенасыщеных блоков пласта и снизить приток нефти. Так как частицы крошки из эластомера меньше проходного сечения трещин, при закачивании нет необходимости поднимать давление до величины, обеспечивающей увеличение раскрытия трещин. Это снижает опасность роста обводненности из-за увеличения притока воды по раскрытым трещинам и образования новых трещин.
Разбухающую в воде крошку из эластомера на основе полиуретана изготавливают механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления герметизирующей прокладки «Плуг» по ТУ 5775-003-96657532-2008 (ООО НПК СТРИМ, г.Москва). В составе эластомера, применяемого для изготовления герметизирующей прокладки «Плуг», помимо полиуретановой основы присутствуют акриловая смола и аморфный кремнезем, что обеспечивает набухание при контакте с водой. Разбухающую в воде крошку из эластомера на основе резины изготавливают механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» по ТУ 5775-002-46603100-03 (ООО «Аквабарьер», г.Москва). Профиль набухающий «АКВАСТОП» в качестве основного компонента содержит резину на основе этилпропиленового каучука.
Крошку из эластомера на основе резины или полиуретана применяют в одних и тех же условиях, способ применения этих двух видов крошки полностью идентичен также примерно одинаковы их стоимость и эффективность применения. Крошка из эластомера на основе резины или полиуретана, впитывая воду, набухает не менее чем на 300% за 24 ч. Оптимальная массовая концентрация разбухающей крошки из эластомера в несущей жидкости и масса разбухающей крошки из эластомера для проведения работ в одной скважине изменяются в зависимости от приемистости скважины. Оптимальная массовая концентрация разбухающей крошки из эластомера в несущей жидкости, установленная опытным путем, составляет 3,0-40 мас.%. Массовая концентрация крошки из эластомера менее 3 мас.% не обеспечивает тампонирование трещин. При массовой концентрации крошки из эластомера более 40 мас.% несущая жидкость не удерживает всю крошку из эластомера во взвешенном состоянии, и возникают трудности при закачивании. Оптимальная масса разбухающей крошки из эластомера для проведения работ в одной скважине, установленная опытным путем, составляет от 0,1 т до 8 т крошки. При использовании менее 0,1 т крошки эффект от ее применения будет незначимым. Максимальная масса крошки ограничена давлением закачивания, которое не должно превышать допустимое давление на пласт (давление разрыва, приводящее к образованию новых трещин). При этом объем несущей жидкости составляет от 3 м3 до 240 м3.
Крошку из эластомера закачивают в несущей жидкости на водной основе, которая до закачивания в пласт удерживает крошку во взвешенном состоянии из-за наличия достаточной вязкости. Достаточную вязкость обеспечивают наличием в составе несущей жидкости загущающих компонентов, например синтетических полимеров, полисахаридов растительного происхождения или других. После закачивания в пласт несущая жидкость теряет способность удерживать крошку во взвешенном состоянии, что обеспечивают наличием в составе несущей жидкости деструктора. Изменение содержания деструктора позволяет обеспечить потерю несущей жидкостью вязкости и способности удерживать крошку во взвешенном состоянии через определенный период времени. В качестве несущей жидкости могут быть использованы известные составы, например вязкоупругий состав, включающий (в мас.%) реагент на основе полисахаридов - 1-3; гидроксид щелочного металла - 0,05-0,45; сульфат алюминия или сульфат меди - 0,15-0,3; монопероксигидрат мочевины - 0,1-0,2 и воду (патент RU №2116433, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.07.1998 г.) или полисахаридная жидкость, состоящая из (в мас.%) жидкого гелеобразующего агента 0,8-1,2; ПАВ - регулятора деструкции 0,05-0,25; боратного сшивателя БС-1 0,2-0,4; деструктора ХВ; 0,0025-0,1 и воду (патент RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Указанные вязкоупругий состав и полисахаридная жидкость обладают необходимой несущей способностью, обеспечивают удержание крошки из эластомера во взвешенном состоянии при ее закачивании.
Необходимость закачивания крошки из эластомера в несущей жидкости на водной основе, теряющей способность удерживать крошку во взвешенном состоянии после закачивания в пласт, вызвана следующими причинами. До момента закачивания в пласт несущая жидкость должна удерживать крошку во взвешенном состоянии, иначе крошка из эластомера выпадет в осадок в момент прокачивания по трубам, что приведет к перекрытию крошкой из эластомера сечения труб и невозможности закачивания в пласт. Несущая жидкость удерживает крошку во взвешенном состоянии из-за наличия достаточной вязкости. После закачивания в пласт должна произойти деструкция несущей жидкости, так как для максимального набухания крошки из эластомера необходима вода, «не связанная» в несущей жидкости. В начальный момент после закачивания в пласт вязкая несущая жидкость блокирует приток воды в скважину и удерживает крошку из эластомера в трещинах, не давая ей выйти из пласта. Затем происходит деструкция несущей жидкости с выделением «свободной» воды. Крошка из эластомера впитывает выделяющуюся из несущей жидкости и содержащуюся в пласте воду, одновременно многократно увеличиваясь в размере (не менее чем на 300% за 24 ч). Увеличиваясь в размере, крошка из эластомера перекрывает сечение трещин и блокирует приток воды по трещинам в добывающие скважины. Из-за многократного увеличения размера и наличия упругости крошка из эластомера уже не может выйти из пласта. Крошка из эластомера, закачанная в нагнетательную скважину, блокирует трещины, по которым движется основной объем закачиваемой воды. При этом происходит перераспределение путей движения закачиваемой воды с охватом ранее недренируемых зон пласта, что приводит к повышению нефтеотдачи и снижению обводненности. Из-за физико-химических свойств, которыми обладает эластомер на основе резины или полиуретана, крошка из эластомера ограничено разбухает и не растворяется в воде с течением времени, поэтому увеличивается продолжительность эффекта от применения способа. Разбухшая в воде крошка из эластомера на основе резины или полиуретана обладает большей упругостью и лучшими тампонирующими свойствами, в сравнении с частицами полимера, переходящими в гель при контакте с водой. За счет этого она способна выдерживать большие перепады давления, возникающие при разработке месторождения. Это позволяет снизить обводненность продукции добывающих скважин в большей степени и в течение более продолжительного времени, чем в наиболее близком техническом решении.
Предлагаемый способ также может быть использован при ликвидации поглощений в процессе строительства и ремонта скважин. С меньшей эффективностью можно использовать разбухающую в воде крошку из эластомера на основе резины или полиуретана с начальным размером частиц большим проходного сечения трещин, а в качестве несущей жидкости также могут быть использованы глинистый раствор, углеводородные жидкости и эмульсии, в том числе с добавлением различных наполнителей. До, после, а также одновременно с крошкой из эластомера в несущей жидкости могут быть закачаны водоизоляционные составы на основе полимеров, силиката натрия, кремнийорганических соединений, смол и другие.
Пример практического применения с использованием крошки из эластомера на основе полиуретана. Участок залежи нефти в карбонатном порово-трещиноватом коллекторе разрабатывают с использованием нагнетательной и шести добывающих скважин. Скважинами на глубине 780 м вскрыли карбонатный пласт мощностью 12 м. Проходное сечение трещин в разрабатываемом пласте, определенное по результатам изучения керна, составляет менее 1 мм. Участок разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину. Через год эксплуатации началось прогрессирующее обводнение четырех добывающих скважин закачиваемой водой, при достижении обводненности 97% эксплуатация скважин стала нерентабельной. С целью снижения обводненности провели обработку нагнетательной и четырех интенсивно обводняющихся добывающих скважин водоизолирующим составом. В нагнетательную скважину закачали 8 т (соответствует 25 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 32 м3 несущей жидкости. В каждую добывающую скважину закачали по 4 т (соответствует 25 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 16 м3 несущей жидкости. Использовали разбухающую в воде крошку на основе полиуретана с начальным размером частиц 0,1-0,5 мм, полученную механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления герметизирующей прокладки «Плуг» по ТУ 5775-003-96657532-2008 (ООО НПК СТРИМ, г.Москва). В качестве несущей жидкости использовали полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для изготовления полисахаридного геля первоначально получали жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовили полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Для приготовления полисахаридного геля использовали передвижную установку по приготовлению и закачке в скважину растворов из сыпучих и жидких химреагентов (КУДР - 10). Описание использованных реагентов приведено в таблице.
| Таблица | ||
| Наименование | Характеристика | ГОСТ, ТУ |
| Дизельное топливо | - | ГОСТ 305-82. 4.2.2. |
| Гуаровая камедь | мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого цвета, представляет собой химически немодифицированный натуральный полимер | Импортного производства |
| Нефтенол ВКС-Н | смесь анионактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных нонилфенолов и водного раствора хлорида калия, подвижная жидкость от светло- до темно-коричневого цвета | ТУ 2483-025-54651030-2008 |
| ПАВ-регулятор деструкции | азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета | ТУ 2499-070-17197708-03 |
| Боратный сшиватель БС-1 | борсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета | ТУ 2499-069-17197708-03 |
| Деструктор ХВ | персульфат щелочного металла (Na или К) или аммония, неорганическое соединение, белый порошок | ТУ 2499-074-17197708-03 |
При закачивании разбухающую в воде крошку вводили в полисахаридный гель с использованием агрегата приготовления смеси АПС-8М производства ЗАО "ПКБ "АВТОМАТИКА". Закачивание проводили через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до интервала перфорации. Полисахаридный гель с разбухающей крошкой после закачивания в НКТ продавливали в пласт пресной водой. Скважину оставили на 48 часов на время ожидания разбухания крошки. В течение этого времени (по результатам лабораторных исследований, проводимых в условиях, приближенных к пластовым), используемая крошка из эластомера разбухла на 400%. Далее обработанные скважины освоили и ввели в эксплуатацию.
Пример практического применения с использованием крошки из эластомера на основе резины. Участок залежи нефти в карбонатном порово-трещиноватом коллекторе разрабатывают с использованием нагнетательной и шести добывающих скважин. Скважинами на глубине 1144 м вскрыли карбонатный пласт мощностью 18 м. Проходное сечение трещин в разрабатываемом пласте, определенное по результатам изучения керна, составляет менее 1 мм. Участок разрабатывают с закачиванием пресной воды в нагнетательную скважину. Через год эксплуатации началось прогрессирующее обводнение трех добывающих скважин закачиваемой водой, при достижении обводненности 98% эксплуатация скважин стала нерентабельной. С целью снижения обводненности провели обработку нагнетательной и трех интенсивно обводняющихся добывающих скважин водоизолирующим составом. В нагнетательную скважину закачали 7 т (соответствует 25 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 28 м3 несущей жидкости. В каждую добывающую скважину закачали по 3 т (соответствует 19 мас.%) разбухающей в воде крошки из эластомера на основе полиуретана в 16 м3 несущей жидкости. Использовали разбухающую в воде крошку на основе полиуретана с начальным размером частиц 0,1-0,5 мм, полученную механическим дроблением эластомера, применяемого для изготовления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» по ТУ 5775-002-46603100-03 (ООО «Аквабарьер», г.Москва).
В качестве несущей жидкости использовали полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для изготовления полисахаридного геля первоначально получали жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовили полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Для приготовления полисахаридного геля использовали передвижную установку по приготовлению и закачке в скважину растворов из сыпучих и жидких химреагентов (КУДР - 10). Описание использованных реагентов приведено в таблице. При закачивании разбухающую в воде крошку вводили в полисахаридный гель с использованием агрегата приготовления смеси АПС-8М производства ЗАО "ПКБ "АВТОМАТИКА". Закачивание проводили через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до интервала перфорации. Полисахаридный гель с разбухающей крошкой после закачивания в НКТ продавливали в пласт пресной водой. Скважину оставили на 48 часов на время ожидания разбухания крошки. В течение этого времени (по результатам лабораторных исследований, проводимых в условиях, приближенных к пластовым) используемая крошка из эластомера разбухла на 440%. Далее обработанные скважины освоили и ввели в эксплуатацию.
Применение предлагаемого технического решения позволяет в 1,2-1,4 раза продлить эффект от применения способа за счет блокирования обводненных трещин водоизолирующим составом с повышенными водоизолирующими свойствами - крошкой из многократно и ограниченно разбухающего в воде эластомера, закачиваемой в несущей жидкости.
Claims (1)
- Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером, меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, отличающийся тем, что в добывающие и нагнетательные скважины в качестве водоизолирующего состава закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины от дробления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» или полиуретана от дробления герметизирующей прокладки «Плуг», с начальным размером частиц, меньшим проходного сечения обводненных трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта, ограниченно набухающую в воде не менее чем на 300% за 24 ч, с концентрацией в несущей жидкости 3-40 мас.%, несущую жидкость используют на водной основе, загущенную полимером и содержащую деструктор вязкости, обеспечивающий деструкцию и высвобождение воды закачивания в пласт, после закачивания продавливают в пласт пресной водой.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011125540/03A RU2465446C1 (ru) | 2011-06-21 | 2011-06-21 | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011125540/03A RU2465446C1 (ru) | 2011-06-21 | 2011-06-21 | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2465446C1 true RU2465446C1 (ru) | 2012-10-27 |
Family
ID=47147495
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011125540/03A RU2465446C1 (ru) | 2011-06-21 | 2011-06-21 | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2465446C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536891C1 (ru) * | 2013-11-18 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
| RU2536895C1 (ru) * | 2013-11-18 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами |
| WO2019093930A1 (ru) | 2017-11-13 | 2019-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
| RU2759301C1 (ru) * | 2021-07-13 | 2021-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Способ снижения обводненности скважин и ликвидации внутрипластовых и межпластовых перетоков воды |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1303701A1 (ru) * | 1984-12-17 | 1987-04-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ цементировани скважин |
| RU2030562C1 (ru) * | 1992-09-07 | 1995-03-10 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ изоляции зон поглощений |
| RU2139420C1 (ru) * | 1998-10-06 | 1999-10-10 | Турунов Дмитрий Леонидович | Состав для добычи нефти |
| RU2187620C2 (ru) * | 2000-08-14 | 2002-08-20 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти |
| RU2194843C2 (ru) * | 2000-12-18 | 2002-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе |
| US6518224B2 (en) * | 2000-01-24 | 2003-02-11 | Robert R. Wood | Drilling fluids |
| RU2202689C2 (ru) * | 2001-07-18 | 2003-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции вод в трещиноватых пластах |
| RU2002134190A (ru) * | 2002-12-19 | 2004-07-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ ликвидации осложнений в скважине |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2241818C2 (ru) * | 2002-12-19 | 2004-12-10 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ ликвидации осложнений в скважине |
-
2011
- 2011-06-21 RU RU2011125540/03A patent/RU2465446C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1303701A1 (ru) * | 1984-12-17 | 1987-04-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ цементировани скважин |
| RU2030562C1 (ru) * | 1992-09-07 | 1995-03-10 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ изоляции зон поглощений |
| RU2139420C1 (ru) * | 1998-10-06 | 1999-10-10 | Турунов Дмитрий Леонидович | Состав для добычи нефти |
| US6518224B2 (en) * | 2000-01-24 | 2003-02-11 | Robert R. Wood | Drilling fluids |
| RU2187620C2 (ru) * | 2000-08-14 | 2002-08-20 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти |
| RU2194843C2 (ru) * | 2000-12-18 | 2002-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе |
| RU2202689C2 (ru) * | 2001-07-18 | 2003-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции вод в трещиноватых пластах |
| RU2002134190A (ru) * | 2002-12-19 | 2004-07-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ ликвидации осложнений в скважине |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536891C1 (ru) * | 2013-11-18 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
| RU2536895C1 (ru) * | 2013-11-18 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами |
| WO2019093930A1 (ru) | 2017-11-13 | 2019-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
| US11008499B2 (en) | 2017-11-13 | 2021-05-18 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells |
| RU2759301C1 (ru) * | 2021-07-13 | 2021-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Способ снижения обводненности скважин и ликвидации внутрипластовых и межпластовых перетоков воды |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2523316C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| CN109577909B (zh) | 一种特低渗透油田选择性泡沫凝胶堵水调剖方法 | |
| US20140144635A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Pillars | |
| US20140144633A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| CN1064729A (zh) | 增加液烃回收的方法 | |
| CN100572492C (zh) | 自破胶液体胶塞水平井分段射孔压裂工艺及胶塞 | |
| US9657560B2 (en) | Methods for forming proppant-free channels in proppant packs in subterranean formation fractures | |
| CN104109514B (zh) | 一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系及工艺技术 | |
| WO2014085055A1 (en) | Methods of enhancing the fracture conductivity of multiple interval fractures in subterranean formations propped with cement packs | |
| CN104099074B (zh) | 一种体积压裂改造裂缝堵水剂及堵水施工方法 | |
| CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
| CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
| RU2465446C1 (ru) | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин | |
| CA3009163C (en) | Multifunctional solid particulate diverting agent | |
| US20200002603A1 (en) | Acid diversion in naturally fractured formations | |
| RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CN111706310B (zh) | 页岩气前置复杂缝网构建压裂技术 | |
| CN111087997A (zh) | 一种油藏油井堵水的方法 | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| CN103952130A (zh) | 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法 | |
| RU2356929C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах | |
| RU2495229C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
| RU2425209C2 (ru) | Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140622 |