Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах



Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах
Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах
Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах
Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах
Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах

Владельцы патента RU 2588582:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится глушение скважины, установка цементного моста с перекрытием интервала перфорации на 5 м от кровли продуктивного пласта, разбуривание моста, осуществление перфорации 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК, установление первого водоизолирующего экрана из композиции на основе микродура, перфорация 1-2 м пласта в плоскости ВНК и закачивание, для установки экрана в плоскости ВНК, селективной композиции с диатомитом и ее докрепление в радиусе 1-2 м композицией на основе микродура, осуществление повторной перфорации продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию. 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах.

При эксплуатации скважин, особенно на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений, по мере снижения пластового давления, в нефтенасыщенную часть залежи эффективно внедряются подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема ВНК подойдет к забою и через перфорационные отверстия начнет поступать в скважину и постепенно скапливаться на забое, с последующим подъемом по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется, и добыча из нее прекращается. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить ремонтные водоизоляционные работы (ВИР).

Известен способ изоляции обводненных пластов, используемый при изоляции зон водопритоков при капитальном ремонте скважин [RU 2013521 Е21В, 30.05.1994].

При этом способе последовательно в скважину закачивают порции водонефтяной эмульсии с водной фазой 40-60%, причем вязкость каждой последующей порции превышает вязкость предыдущей, и затем закачивается цементный раствор с водоцементным отношением В/Ц=0,7-0,9.

Недостатками являются довольно низкая технологичность и избирательность применения и использование данного способа возможно только при высокой проницаемости изолируемых интервалов пласта.

Известен способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах [RU 2496970 Е21В, 27.10.2013]. Способ реализуется путем последовательной закачки в проницаемый пласт порций тампонирующих материалов. В качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида (ПАА) закачивают проппант с покрытием из кремнийорганического соединения (KOC), обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом. Затем закачивается пресная вода, а в качестве второй порции отверждающегося материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав.

Из недостатков способа необходимо отметить технологическую сложность процесса, недостаточную прочность изоляционного экрана и ограниченную применимость - преимущественно только в коллекторах с трещинной проницаемостью.

Известен способ изоляции вод в трещиноватых пластах [RU 2112875, Е21В 33/13, 10.06.1998]. Способ включает последовательную закачку в обводненный пласт изоляционного материала и суспензии резиновой крошки.

Недостатком данного способа является то, что при закачке в обводненный пласт суспензия резиновой крошки в жидкости оттесняет закаченный ранее изоляционный материал, а также недостаточная прочность получаемого изоляционного экрана.

Известен способ водоизоляции трещиноватых пластов [RU 2187622 Е21В 33/14, 20.08.2002], включающий последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов на основе водного раствора гидролизованного акрилового полимера и соли поливалентных металлов.

Недостатками являются недостаточное тампонирование трещин с большим раскрытием и низкая прочность водоизоляционного экрана для блокирования притока воды в скважину.

Известен способ проведения водоизоляционных работ в скважине [RU 2495229 Е21В, 10.12.2013], включающий последовательную закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла:

- I цикл - закачка полимера В50Э в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л;

- II цикл - закачка полимера В105 в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л;

- III - закачка полимера В210 в пресной воде.

Недостатками являются технологическая сложность приготовления композиций и непосредственно выполнения операции ВИР и низкая прочность создаваемого водоизоляционного экрана.

Известен способ проведения ВИР, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал пласта буфера из пресной воды, водонабухающего полимера АК-639, затворенного на пресной воде, и цементного раствора [Курочкин Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. - 2003. - №2. С. 17-19].

Недостатками этого известного способа являются:

- значительное увеличение объема полимера уже во время закачки, т.е. полимер не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующего в системе пласт-скважина;

- использование цементного раствора не обеспечивает избирательного тампонирования и его невозможно закачать в коллекторы с низкими проницаемостью и приемистостью.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине [RU 2239048 Е21В, 27.10.2004] путем последовательной закачки тампонирующих смесей с различным сроком структурирования. Тампонирующая смесь состоит из структурообразователя и структурообразующего реагента.

Недостатком является довольно низкая технологичность приготовления тампонирующих смесей и непосредственно их применения, а также недостаточная прочность водоизоляционного экрана.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяную скважину, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [RU 2127807 Е21В 43/32, 20.03.1999].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся продуктивной части пласта из-за попадания в нее неселективного тампонажного материла при проведении ВИР.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяную скважину, осуществляемый «напластованием» экрана [Скородиевский, В.Г. Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносных пластов [Текст]: автореф. дис. … канд. техн. наук / Скородиевский Вадим Геннадиевич. - Краснодар, 2007 г. - 24 с.].

Способ основан на закачке в пласт при различных расходах нескольких (трех-четырех) порций состава АКРОН с отличающимися начальной вязкостью и временем потери текучести. Причем после продавки в пласт каждой порции делаются технологические остановки на 20-60 мин или больше в зависимости от пластовой температуры. Время потери текучести закачиваемых порций регулируется величиной разбавления товарных составов водой.

Недостатками этого способа являются технологическая сложность как в приготовлении порций состава с различной вязкостью и временем потери текучести, так и при осуществлении операции ВИР, и недостаточная прочность создаваемого водоизоляционного экрана.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах с внедрившимися (конусообразование) подошвенными водами.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа изоляции притока подошвенных вод в нефтяные скважины.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что с целью увеличения прочности и радиуса водоизоляционного экрана предложен способ последовательной установки экрана, основанный на закачивании в обводнившийся продуктивный пласт двух водоизоляционных композиций, отличающихся своим составом по их начальной вязкости, времени затвердевания, крепящим свойствам, селективности.

Первая порция ВИК необходима для отсечения и осаждения конуса воды. В качестве тампонажного раствора рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Са(ClO)2 - 2,0 [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК С09К 8/504 (2006.01). Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И. и др. - заявка №2006134101/03, 25.09.2006; опубл. 20.06.2008, Бюл. №17. - 6 с.].

Состав и результаты определения времени отверждения и образования прочного водоизолирующего материала представлены в таблице 1.

Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 2.

Продавка в пласт второй изоляционной композиции с созданием экрана в плоскости ВНК начинается после осаждения конуса воды, отверждения первой композиции и образования экрана ниже ВНК на 1,0-1,5 м.

В качестве второго тампонажного раствора рекомендуется использовать селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % диатомита [Пат. 2529080. Российская Федерация, МПК Е21В 33/138 (2006.01), С09К 8/506 (2006.01). Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Долгушин В.А., Клещенко И.И., Леонтьев Д.С., и др. - заявка №2013125841/03, 04.06.2013; опубл. 27.09.2014, Бюл. №27. - 6 с.].

Состав и технологические характеристики селективной водоизоляционной композиции на основе ЭТС-40 и диатомитом представлены в таблице 3.

Выбор вяжущего вещества для установки первого водоизоляционного экрана зависит от геолого-физических свойств продуктивного пласта. Если пласт обладает низкими ФЕС, грубодисперсную систему (цементный раствор) затруднительно, а порой и невозможно закачать в пористую среду. Наиболее приемлемым является применение тампонажного раствора на основе микроцемента (микродура).

Микродур - это особо тонко минеральное вяжущее с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава.

Согласно европейской классификации микроцементом считается цемент с размером частиц менее 20 мкм. Известны марки Spinor (Франция), Микроцемент СТ (Финляндия), микродур RU (ООО Дюккер Хофф, г. Сухой лог - Россия), Интрацем (РФ, РХТУ имени Д.И. Менделеева). Наиболее распространенной маркой микроцемента является Microdur (Германия, Дюккерхоф). Microdur - это продукт воздушной сепарации пыли при помоле клинкерных цементов с марками до «600». Microdur отличается высокой степенью дисперсности и относится к особо тонкодисперсным вяжущим (ОТДВ). Выпускается 4 марки Microdur: S, F, U, X, отличающихся по размерам частиц (таблица 4).

Микродур по сравнению с наиболее распространенным вяжущим цементом обладает рядом преимуществ: оптимальное (по времени) затвердевание, высокая водоудерживающая способность, благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия «Микродур» обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Проникающая способность суспензии сопоставима с бездисперсными вяжущими, что позволит закачку тампонажного материала на основе микродура в радиальные каналы без каких-либо затруднений. Преимуществом микродура является также экологическая и санитарная безопасность.

Второй изоляционный экран из композиции селективного действия с диатомитом устанавливается выше первого, отсекающего конус воды экрана в плоскости водонефтяного контакта (ВНК).

Способ реализуется следующим образом.

Скважину, в которой уровень подошвенной воды перекрыл нижние отверстия интервала перфорации, останавливают.

Устанавливают цементный мост с перекрытием продуктивного пласта на 5 м от кровли продуктивного пласта. После ОЗЦ мост разбуривают и осуществляют перфорацию 1,0 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК с привязкой интервала перфорации по РК и устанавливают первый водоизоляционный экран на основе микродура с расчетным радиусом экрана.

После выдержки скважины на реакции затвердевания тампонажного состава на основе микродура осуществляют перфорацию 1-2 м пласта в плоскости ВНК. Через перфорационные отверстия закачивают селективную водоизолирующую композицию ЭТС-40 с диатомитом с докреплением у стенки скважины (в радиусе 1-2 м) водоизолирующим составом на основе микродура, обладающим более высокими прочностными характеристиками по сравнению с тампонажным составом на основе ЭТС-40 с диатомитом.

Для гарантированной эффективности изоляционных работ требуемая протяженность радиуса экрана, установленного на плоскости ВНК, определяется из условия, что частная производная депрессии по радиусу депрессионной воронки при фильтрации нефти и отсутствии движения воды на внешнем контуре экрана, как это следует из гравитационного разделения флюидов, не должна превышать величины:

где ρв - плотность воды.

После отверждения композиции для второго водоизоляционного экрана, установленного в плоскости ВНК, осуществляется повторная перфорация продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию.

Водоизоляционные экраны, образованные в продуктивном пласте, предотвращают поступление подошвенных вод в необводнившуюся часть продуктивного пласта, сохраняя и продлевая безводный период эксплуатации.

Предлагаемый способ изоляции притока подошвенных вод в скважинах позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана и тем самым увеличить безводный (или с оптимальным содержанием воды в продукции) период эксплуатации скважины.

Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды по конусу и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится отсечение конуса подошвенной воды и установка экрана закачиванием в интервал перфорации 1 м пласта ниже ВНК на 1,5-2,0 м водоизоляционной композиции на основе микродура и установление следующего водоизолирующего экрана в плоскости ВНК закачиванием селективной водоизоляционной композиции на основе ЭТС-40 с диатомитом с докреплением композицией на основе микродура, обладающей более высокими прочностными характеристиками по сравнению с тампонажным составом на основе ЭТС-40 с диатомитом, и после отверждения последней осуществляют перфорацию продуктивного пласта выше ВНК и установление второго водоизоляционного экрана с последующим освоением скважины.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции (13) из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя (5) в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой (9).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система включает в себя камеру потока, через которую проходит состав текучей среды, и запорное устройство, которое смещается к закрытому положению, в котором запорное устройство предотвращает проход потока через камеру.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания. Способ получения керамического расклинивающего агента включает помол шихты, гранулирование шихты и ее обжиг. При этом в качестве шихты используют природный высококремнеземистый песок в количестве 30-50% от массы смеси, магнезиальносодержащее сырье в количестве 50-70% и легкоплавкую монтмориллонитовую глину 1-10% или смесь монтмориллонитовых и гидрослюдистых глин 1-10% с содержанием в смеси гидрослюдистых глин в количестве от 0 до 100%. Перед помолом шихты осуществляют дополнительную термообработку высококремнеземистого песка при температуре не менее 900°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-07-10 2016-07-10T01:37:03
Наверх