×
26.10.2019
219.017.dac4

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002704168
Дата охранного документа
24.10.2019
Аннотация: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду. При этом производят последовательную закачку гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой и гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой. При этом гелеобразующая композиция на основе ПАА с высокой молекулярной массой содержит 0,3-0,5 мас.ч. ПАА с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м., 0,15-0,20 мас.ч. ацетата хрома, 100 мас.ч. воды. При этом гелеобразующая композиция на основе ПАА с низкой молекулярной массой содержит 1,7-4 мас.ч. ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м., 0,15-0,6 мас.ч. ацетата хрома и 100 мас.ч. воды. Причем объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой составляет 75-85%, а гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой - 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение продолжительности эффекта от применения способа за счет использования однородной гомогенной гелеобразующей композиции с хорошими фильтрационными свойствами и образования прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции водопритока, а также увеличения стойкости изолирующего полимерного геля к перепадам давления. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах.

Известен способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2272891, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 в бюл. №9), включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей полимер акриламида с молекулярной массой не более 1 млн а.е.м. и степенью гидролиза не более 0,5%, водного раствора ацетата хрома. Дополнительно гелеобразующая композиция содержит регулятор гелеобразования, в качестве которого используют слабые органические кислоты. В качестве указанного полимера акриламида используют неионогенный полимер акриламида АК-631 марки Н-50.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, так как в условиях низкотемпературных скважин (20-400С) использование гелеобразующей композиции на основе неионогенного полимера акриламида со степенью гидролиза не более 0,5% увеличивает время гелеобразования до пяти суток, что приводит к уходу гелеобразующей композиции из зоны тампонирования и формированию в пласте геля с малой механической прочностью, и как следствие - к неудовлетворительным результатам при выполнении водоизоляционных работ, а также к увеличению стоимости работ.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2272899, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.03.2006 в бюл. №9), включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида (ПАА), ацетат хрома и воду. Закачивается гелеобразующая композиция в виде суспензии, при этом растворение ПАА в гелеобразующей композиции происходит в стволе скважины. Для выравнивания проницаемостной неоднородности в поровом коллекторе выбирают гелеобразующую композицию на основе ПАА со средними молекулярными характеристиками (3-30 млн а.е.м.), обладающую длительным периодом гелеобразования и относительно низкими прочностными свойствами. Для выравнивания проницаемостной неоднородности трещиноватых коллекторов и изоляции водопритока в скважины выбирают гелеобразующую композицию на основе ПАА с низкой молекулярной массой (0,5-3 млн а.е.м.), обладающую высокими прочностными свойствами. Повышение прочности образующегося полимерного геля обеспечивают вводом в гелеобразующую композицию одного из наполнителей (мел, алюмосиликатные микросферы, древесная мука, сапропель, тальк и др.).

Недостатками известного способа являются низкая эффективность и малая продолжительность эффекта от применения способа изоляции водопритока в скважине. В связи с тем, что гелеобразующую композицию закачивают в скважину в виде суспензии, происходит неполное растворение ПАА в гелеобразующей композиции, что приводит к формированию в пласте полимерного геля с недостаточной прочностью, не выдерживающего перепады давления, существующие в пласте, что снижает эффективность изоляции из-за миграции ПАА по пласту.

Кроме того, вследствие закачки в пласт гелеобразующей композиции в виде суспензии на основе ПАА или гелеобразующей композиции в виде суспензии на основе ПАА и наполнителя не происходит образования однородной гомогенной гелеобразующей композиции, что ведет к налипанию частиц нерастворенного ПАА и наполнителя к поверхности нефтенасыщенных интервалов пласта или к поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), что ухудшает их фильтрационные свойства, приводя к технологическим осложнениям.

Из практики известно, что ПАА с низкой степенью анионности (не более 0,5%) медленно растворяются как в пресной, так и в минерализованной воде - от 60 до 180 мин и более, в связи с этим полного растворения в скважинных условиях не происходит, и поэтому наиболее часто ПАА закачивают в виде суспензии, и для достижения приемлемого технологического эффекта при закачке гелеобразующей композиции в виде суспензии требуется больший расход ПАА.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение продолжительности эффекта от применения способа за счет использования однородной гомогенной гелеобразующей композиции с хорошими фильтрационными свойствами и образования прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции водопритока, а также увеличения стойкости изолирующего полимерного геля к перепадам давления.

Технические задачи решаются способом изоляции водопритока в скважине, включающим закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду.

Новым является то, что производят последовательную закачку гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой и гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой, при этом гелеобразующая композиция на основе ПАА с высокой молекулярной массой содержит следующее соотношение реагентов, мас. ч.:

ПАА с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м. 0,3-0,5
ацетат хрома 0,15-0,20
вода 100,

гелеобразующая композиция на основе ПАА с низкой молекулярной массой содержит следующее соотношение реагентов, мас. ч.:

ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. 1,7-4
ацетат хрома 0,15-0,6
вода 100,

причем объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой составляет 75-85%, а гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой - 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций.

Реагенты, применяемые в заявляемом способе:

ПАА с низкой молекулярной массой представляет собой порошок с молекулярной массой 1-3 млн а.е.м. со степенью анионности (гидролиза) 8-20%;

ПАА с высокой молекулярной массой представляет собой порошок с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м. со степенью анионности (гидролиза) 10-30%;

ацетат хрома представляет собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м3 с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-4, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%;

вода пресная или близкая к пресной плотностью 1000-1070 кг/м3. Применение в качестве воды любой из указанной плотности приводит к одному техническому результату.

Сущность способа заключается в том, что последовательно закачивают гелеобразующие композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой и ПАА с низкой молекулярной массой с предварительным растворением ПАА перед закачкой в скважину. Благодаря перемешиванию ПАА до закачивания в скважину в течение 15-25 мин происходит образование прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции в отличие от наиболее близкого аналога, где гелеобразующая композиция закачивается в виде суспензии ПАА, в результате чего не происходит образования прочного полимерного геля.

Закачка гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой увеличивает глубину охвата пласта за счет низкой вязкости и более длительного времени гелеобразования композиции - от 24 до 48 ч. Последующая закачка гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой увеличивает стойкость изолирующего экрана к перепадам давления и повышает его структурно-механические свойства за счет более короткого времени гелеобразования композиции - от 18 до 36 ч. При этом объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой включает 75-85%, а гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой - 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций из расчета радиуса создаваемого изоляционного экрана в пласте от 2 до 7 м, что обеспечивает высокую изолирующую способность создаваемого экрана. Данное процентное соотношение объемов закачиваемых гелеобразующих композиций повышает эффективность изоляции водопритока, увеличивает продолжительность эффекта от применения способа и увеличивает стойкость изолирующего полимерного геля к перепадам давления. Гелеобразующие композиции, содержащие ПАА с высокой и низкой молекулярной массой, а также ацетат хрома в качестве гелеобразователя, образуют сшитый во всем объеме гелеобразующих композиций полимерный гель.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В скважине заблаговременно определяют приемистость изолируемого интервала пласта с использованием стандартной техники, применяемой при капитальном ремонте скважин, определяют суммарный объем закачиваемых гелеобразующих композиций из расчета радиуса создаваемого изоляционного экрана от 2 до 7 м. Готовят две гелеобразующие композиции из расчета: объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой 75-85% и объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций. При этом соотношение реагентов в гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой составляет, мас. ч.:

ПАА с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м. 0,3-0,5
ацетат хрома 0,15-0,20
вода 100.

Соотношение реагентов в гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой составляет, мас. ч.:

ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. 1,7-4
ацетат хрома 0,15-0,6
вода 100.

Принцип приготовления закачиваемых гелеобразующих композиций аналогичен.

Во время набора воды в одну из емкостей установки КУДР при постоянном перемешивании подают расчетное количество ПАА. Перемешивание осуществляют в течение 15-25 мин. Затем при постоянном перемешивании в водный раствор ПАА подают расчетное количество ацетата хрома. Причем процесс приготовления и закачивания гелеобразующей композиции осуществляется непрерывно, в одной смесительной емкости установки КУДР проводят приготовление, из второй емкости в это же время закачивают в скважину уже готовую гелеобразующую композицию.

Закачивают гелеобразующую композицию на основе ПАА с высокой молекулярной массой через колонну НКТ в изолируемый интервал. Далее последовательно закачивают гелеобразующую композицию на основе ПАА с низкой молекулярной массой. Затем закачанный суммарный объем гелеобразующих композиций продавливают в пласт. Продавку гелеобразующей композиции производят технологической жидкостью в объеме, равном объему колонны НКТ и дополнительно 0,5-1,5 м3. Далее оставляют скважину под остаточным давлением на время образования полимерного геля в течение 24-48 ч. После этого производят промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя. Осваивают и запускают скважину в работу.

Для подтверждения эффективности предложения провели испытания композиций на прочность при температуре 22±2°С. Испытания проводили следующим образом: в капиллярную трубку диаметром 6 мм и длиной 3 м заливали гелеобразующую композицию до тех пор, пока композиция не начинала выходить из трубки, и оставляли ее на гелеобразование. Далее полученный гель выдавливали под давлением и рассчитывали градиент давления сдвига. Результаты испытаний приведены в таблице.

Как видно из таблицы, у гелеобразующих композиций по предлагаемому способу (№№1-3) значение градиента сдвига значительно выше, чем у гелеобразующей композиции по наиболее близкому аналогу (приготовленной в виде суспензии, №№5-7) на основе ПАА с низкой молекулярной и высокой молекулярной массами, что говорит о более высокой прочности и стойкости к перепадам давления у изолирующего полимерного геля по предлагаемому способу.

Уменьшение массового содержания применяемых в гелеобразующих композициях ПАА с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м. менее 0,3 мас. ч., ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. менее 1,7 мас. ч. и ацетата хрома менее 0,15 мас. ч. не приводит к образованию прочного полимерного геля (№4).

Примечание * - вода плотностью 1070 кг/м3, ** - вода плотностью 1050 кг/м3, а в остальных случаях вода плотностью 1000 кг/м3;

** - объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой 75-85% и объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций установлен из опыта промысловых работ.

Увеличение массового содержания в гелеобразующей композиции на основе ПАА с молекулярной массой 5-12 млн. а.е.м. более 0,5 мас. ч. и ацетата хрома более 0,20 мас. ч., в гелеобразующей композиции на основе ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. более 4 мас. ч. и ацетата хрома более 0,6 мас. ч. нецелесообразно с экономической точки зрения из-за высокой стоимости реагентов и технологической точки зрения из-за высокой вязкости гелеобразующих композиций, что ведет к технологическим трудностям при закачке гелеобразующих композиций, кроме того, такие гелеобразующие композиции при закачке не проникают в пористую среду.

Приведенные результаты свидетельствуют о том, что по предлагаемому способу обеспечивается повышение эффективности изоляции обводненных коллекторов за счет увеличения прочности полимерного геля.

Предлагаемый способ изоляции водопритока в скважине обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение продолжительности эффекта от применения способа за счет образования прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции водопритока и увеличения стойкости изолирующего полимерного геля к перепадам давления.

Источник поступления информации: Роспатент

Showing 101-110 of 432 items.
20.01.2018
№218.016.111f

Секционный гидропескоструйный перфоратор

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для направленного вскрытия продуктивного пласта в горизонтальной скважине с обсадной колонной и проведения гидравлического разрыва пласта. Секционный гидропескоструйный перфоратор содержит полый корпус,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002633904
Дата охранного документа: 19.10.2017
20.01.2018
№218.016.1135

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002633930
Дата охранного документа: 19.10.2017
20.01.2018
№218.016.1882

Способ строительства дополнительного ствола скважины и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины. Способ включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002635410
Дата охранного документа: 13.11.2017
20.01.2018
№218.016.19c3

Способ катодной защиты обсадных колонн скважин и нефтепромысловых трубопроводов от коррозии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при защите обсадных колонн и нефтепромысловых трубопроводов от коррозии. Способ включает бурение шурфов до глубины, большей длины соответствующего анодного заземлителя, разбуривание каждого шурфа в интервале заглубления...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002636540
Дата охранного документа: 23.11.2017
20.01.2018
№218.016.19c5

Способ катодной защиты обсадных колонн скважин и нефтепромысловых трубопроводов от коррозии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при защите обсадных колонн и нефтепромысловых трубопроводов от коррозии. Способ включает бурение шурфов до глубины, большей длины соответствующего анодного заземлителя, разбуривание каждого шурфа в интервале заглубления...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002636539
Дата охранного документа: 23.11.2017
20.01.2018
№218.016.1aa1

Способ получения представительных образцов сверхвязкой нефти из нефтенасыщенного керна и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к контрольно-измерительной технике и предназначена для использования в нефтедобывающей промышленности для исследования пластов, а именно к способу получения пробы сверхвысоковязкой нефти или битума из образца нефтенасыщенного керна пластового резервуара, и может...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002636481
Дата охранного документа: 23.11.2017
20.01.2018
№218.016.1bc0

Способ строительства дополнительного ствола многоствольной скважины и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин. Способ строительства дополнительного ствола многоствольной скважины включает предварительное расширение внутреннего...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002636608
Дата охранного документа: 24.11.2017
20.01.2018
№218.016.1d24

Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002640608
Дата охранного документа: 10.01.2018
20.01.2018
№218.016.1d7e

Центратор обсадной колонны

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов. Технический результат - беспрепятственный спуск обсадной колонны в скважину и центрирование ее во время...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002640849
Дата охранного документа: 12.01.2018
20.01.2018
№218.016.1da3

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас. %:...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002640854
Дата охранного документа: 12.01.2018
Showing 101-110 of 111 items.
14.08.2019
№219.017.bf78

Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом

Изобретение относится к способу восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей реализации способа, а также повышении эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002697099
Дата охранного документа: 12.08.2019
22.10.2019
№219.017.d8e8

Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах. Гелеобразующий...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002703598
Дата охранного документа: 21.10.2019
26.10.2019
№219.017.dad1

Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит 40-50 мас. % каустического магнезита, 25-30 мас. % хлористого магния, 25-30 мас. %, 0,2-0,7 мас. % сверх 100%...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002704163
Дата охранного документа: 24.10.2019
01.11.2019
№219.017.dc91

Состав для ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости. Состав содержит 8,0-15,0 мас. % силиката натрия, 85-92 мас. % пресной воды, 0,3-0,8 мас. % сверх...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002704661
Дата охранного документа: 30.10.2019
01.11.2019
№219.017.dcb3

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 14-20 мас. % силиката натрия, 0,3-1,0 мас. % ацетата хрома, 0,5-1,5...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002704662
Дата охранного документа: 30.10.2019
07.11.2019
№219.017.dee5

Состав для ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приёмистости и увеличения охвата пластов заводнением. Состав содержит 5-20 мас. % жидкого стекла c...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002705111
Дата охранного документа: 05.11.2019
13.11.2019
№219.017.e0d8

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 1 об.ч....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002705670
Дата охранного документа: 11.11.2019
15.11.2019
№219.017.e2c7

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 6-10 мас.ч. гидролизованного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002706150
Дата охранного документа: 14.11.2019
16.01.2020
№220.017.f602

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 45-55 мас.% 15-25%-ного водного раствора полиалюминия хлорида и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002710862
Дата охранного документа: 14.01.2020
05.02.2020
№220.017.fe9b

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 8,0-15,0 мас. % силиката натрия, 85-92 мас. % пресной воды. При...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713063
Дата охранного документа: 03.02.2020
+ добавить свой РИД