Патент на изобретение №2169261
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ СОЗДАНИЯ ВРЕМЕННОГО ЭКРАНА В ФИЛЬТРОВОЙ ЗОНЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. В способе создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающемся в закачке в скважину водного раствора реагента – хлористого кальция, предусматривается, что в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов – 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при строгом контроле давления из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признака уменьшения объема поглощения. Технический результат – выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин для увеличения охвата пласта заводнением, создание временного экрана в районе фильтровой зоны эксплуатационной скважины. 1 з.п. ф-лы. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин с целью восстановления циркуляции, а также выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Известен способ временной изоляции призабойной зоны пласта путем последовательной закачки в скважину водных растворов жидкого стекла и гелеобразователя (соляной кислоты), причем используют водные растворы жидкого стекла (силиката натрия) с концентрацией 15-25 мас.% и соляной кислоты с концентрацией 10-15 мас.% [1]. Недостатком известного способа является недостаточная эффективность изоляции. Известен способ изоляции водопроницаемого пласта путем закачки в пласт состава, который содержит полимер, жидкое стекло, гелеобразователь (кислоту) и воду. В качестве полимера используют гипан гидролизованный, полиакрилонитрил, состав закачивают одновременно раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит гипан, жидкое стекло и воду, другой – водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока, в количестве 5-35% от общего объема состава при следующем соотношении компонентов [2]: Гипан – 0,01-1,00 Жидкое стекло – 2,0-6,0 Гелеобразователь (кислота) – 0,4-4,0 Вода – остальное. Недостатком способа является сложность его осуществления и недостаточная эффективность. Известен способ изоляции водонепроницаемого пласта путем закачки в пласт водного раствора полисиликата натрия, который предусматривает использование в качестве силиката натрия полисиликат с силикатным модулем 4,2-6,5 натрия и концентрацией 1-10 мас.%, что позволяет упростить способ и повысить его эффективность [3]. Но данный способ не обеспечивает необходимого выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Известен способ селективной изоляции обводнившихся интервалов пласта. Сущность способа заключается в последовательной закачке в эксплуатационную скважину высоковязкой нефти и концентрированной серной кислоты. Объемные соотношения кислоты и нефти берут в пределах от 3:5 до 1:1. Высоковязкая нефть будет избирательно попадать в высокопроницаемые обводнившиеся пропластки. При взаимодействии концентрированной серной кислоты с высоковязкой нефтью образуется темная, вязкая, смолистая масса. В призабойной зоне, в обводнившемся интервале пласта возникает изоляционный экран, состоящий из этой вязкой массы [4]. Данный способ является достаточно сложным и недостаточно эффективным, кроме того, применение больших объемов концентрированной серной кислоты является небезопасным. Известен способ временной изоляции призабойной зоны скважины на время ее консервации и проведения в ней ремонтных работ. Данный способ обеспечивает сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для обеспечения максимальной производительности скважины, а также упрощения технологии запуска скважины в работу после ее расконсервации или капитального ремонта [5]. Способ заключается в следующем. В эксплуатационную скважину закачивают вяжущий материал и обеспечивают его затвердевание с образованием изолирующей непроницаемой массы. Перед закачкой вяжущего материала призабойную зону скважины заполняют углеводородной жидкостью до заданного уровня. На ее поверхности размещают слой плавающего материала с плотностью меньше плотности углеводородной жидкости. Плавающий слой размещают в таком количестве, чтобы его выталкивающая сила превосходила силу тяжести вяжущего и плавающего материалов вместе взятых. Данный способ малоэффективен при ремонте и консервации скважин с высоким пластовым давлением, и он недостаточно обеспечивает снижение обводненности добываемой нефти. Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ выравнивания профиля приемистости [6]. Сущность данного способа заключается в одновременной закачке водных растворов хлористого кальция и сернокислого алюминия с последующей закачкой щелочного раствора, инициирующего образование гидроокиси алюминия в виде гелеобразного осадка. Данный способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добываемой нефти, однако данная методика неприменима, если в пластах существуют мелкие трещины или непромытые низкопроницаемые зоны. Техническая задача заключается в создании временного технологического экрана в районе фильтровой зоны эксплуатационной скважины для восстановления циркуляции и ограничения приемистости пласта, а также в выравнивании профилей приемистости нагнетательных скважин с целью увеличения охвата пласта заводнением. Технический результат достигается способом создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающимся в закачке в скважину водного раствора реагента – хлористого кальция, причем в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов – 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при контроле давления из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признаков уменьшения объема поглощения. При удачном завершении операции скважина передается для проведения дальнейших работ. Пример 1. Создание временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины. Приготовили расчетный объем смеси водного 12% раствора хлорида кальция и водный раствор нафтената натрия (1 часть нафтената натрия на 2 части воды). Приготовленную смесь с помощью НКТ закачали в эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины, и довели уровень жидкости до башмака. Процесс закачки производился при строгом соблюдении давления в скважине. Во время процессов наблюдалось проявление признаков поглощения, поэтому процесс закачки реагентов повторяли дважды, в результате чего был образован технологический экран. Пример 2. Выравнивание профилей приемистости нагнетательной скважины. Приготовили расчетный объем 15% водного раствора хлористого кальция из расчета 0,5 м3 реагента на 1 м мощности пласта и раствора нафтената натрия (одна часть нафтената натрия на 2 части воды из расчета 0,5 м3 реагента на 1 м мощности пласта). При строгом осуществлении контроля за давлением скважины через НКТ при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины, закачали приготовленную смесь. Все компоненты, указанные выше, продавили в пласт при условии сохранения давления закачки не выше 75% от давления линии ППД (поддержания пластового давления). При достижении указанного давления ствол скважины очистили от продуктов реакции путем создания циркуляции. После завершения удачной операции скважину передали для дальнейшей работы в системе ППД. Технический эффект от применения предложенных технологических процессов оценивается сопоставлением производительности и гидродинамических характеристик скважины до и после проведения данных мероприятий. Критериями экономической эффективности мероприятий по созданию технологического экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и мероприятий по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин является снижение себестоимости добычи нефти. Источники информации: 1. SU, авторское свидетельство 1423726, кл. E 21 B 31/13, 1986 г. 2. RU 1774689, кл. E 21 B 33/138, 1991 г. 3. Патент РФ “Способ изоляции водонепроницаемого пласта” RU 2123589 C1, 6 E 21 B 43/32, 17 марта 1999 г. 4. Патент РФ “Способ селективной изоляции обводнившихся интервалов пласта” RU 2085724 C1, 6 E 21 B 43/32, 24 октября 1997 г. 5. Патент РФ “Способ временной изоляции призабойной зоны скважины” RU 2129648 C1, 6 E 21 B 33/13, 43/12, 23 июня 1999 г. 6. Патент РФ “Способ выравнивания профиля приемистости” RU 2093673 C1, 6 E 21 B 43/32. Формула изобретения
QB4A Регистрация лицензионного договора на использование изобретения
Лицензиар(ы): Гаджибеков Гюльахмед Магомедович
Вид лицензии*: НИЛ
Лицензиат(ы): ЗАО Научно-производственный центр “НЕФТЕМАШ-НАУКА”
Номер и год публикации бюллетеня: 21-2004
Договор № 19331 зарегистрирован 18.06.2004
Извещение опубликовано: 27.07.2004
* ИЛ – исключительная лицензия НИЛ – неисключительная лицензия
QB4A Регистрация лицензионного договора на использование изобретения
Лицензиар(ы): Гаджибеков Гюльахмед Магомедович
Вид лицензии*: НИЛ
Лицензиат(ы): Закрытое акционерное общество Научно-производственный центр “Нефтемаш-Наука”
Договор № РД0058192 зарегистрирован 14.12.2009
Извещение опубликовано: 20.01.2010 БИ: 02/2010
* ИЛ – исключительная лицензия НИЛ – неисключительная лицензия
|
||||||||||||||||||||||||||
