×
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 31-40 of 432 items.
25.08.2017
№217.015.af15

Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610959
Дата охранного документа: 17.02.2017
25.08.2017
№217.015.af4e

Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610961
Дата охранного документа: 17.02.2017
25.08.2017
№217.015.af69

Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610967
Дата охранного документа: 17.02.2017
25.08.2017
№217.015.af6d

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610963
Дата охранного документа: 17.02.2017
25.08.2017
№217.015.afe8

Привод скважинного штангового насоса

Изобретение относится к устройствам для подъема жидкости из скважин для использования в нефтедобывающей промышленности для добычи нефти. Привод содержит двигатель, редуктор, механизм, преобразующий вращательное движение в возвратно-поступательное. Оси преобразующего механизма, противовеса и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002611126
Дата охранного документа: 21.02.2017
25.08.2017
№217.015.b01f

Устройство для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины

Изобретение относится к устройству для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности работы устройства. Устройство для поинтервальной обработки пласта в открытом горизонтальном стволе скважины содержит...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002613405
Дата охранного документа: 16.03.2017
25.08.2017
№217.015.b04b

Скважинная штанговая насосная установка

Изобретение относится к устройствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Установка содержит две уравновешиваемые линии подъема жидкости разного веса, включающие соответствующие подвески, соединенные с реверсивным приводным органом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002613477
Дата охранного документа: 16.03.2017
25.08.2017
№217.015.b06f

Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяных месторождений. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и цементирование кольцевого...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002613403
Дата охранного документа: 16.03.2017
25.08.2017
№217.015.b298

Способ разработки многопластовой залежи нефти

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002613669
Дата охранного документа: 21.03.2017
25.08.2017
№217.015.b312

Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002613682
Дата охранного документа: 21.03.2017
Showing 31-40 of 111 items.
20.03.2014
№216.012.ac8a

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509885
Дата охранного документа: 20.03.2014
20.05.2014
№216.012.c33d

Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины

Изобретение относится к оборудованию фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002515740
Дата охранного документа: 20.05.2014
10.06.2014
№216.012.ce71

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков. Технической задачей предложения является повышение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002518620
Дата охранного документа: 10.06.2014
10.06.2014
№216.012.cfda

Способ герметизации эксплуатационной колонны

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002518981
Дата охранного документа: 10.06.2014
10.06.2014
№216.012.d077

Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами. Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002519138
Дата охранного документа: 10.06.2014
10.06.2014
№216.012.d07d

Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002519144
Дата охранного документа: 10.06.2014
20.06.2014
№216.012.d4ae

Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520217
Дата охранного документа: 20.06.2014
10.08.2014
№216.012.e796

Способ ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525079
Дата охранного документа: 10.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb47

Состав для изоляции водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526039
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb5d

Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526061
Дата охранного документа: 20.08.2014
+ добавить свой РИД