Патент на изобретение №2187629
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНАХ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в нагнетательных и добывающих скважинах при разработке нефтяных месторождений заводнением. В способе изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающем последовательную закачку в пласт эмульсионного состава на углеводородной основе, содержащего соль многоосновной кислоты, и состава, образующего с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал, в пласт предварительно закачивают осадкообразующий и/или гелеобразующий состав на водной основе, при этом закачку эмульсионного состава проводят при давлении нагнетания, равном или выше давления нагнетания осадкообразующего и гелеобразующего составов, в качестве осадкообразующего состава используют композиции на основе солей многоосновных кислот, а в качестве гелеобразующего состава используют композиции на основе кремниевой кислоты или водорастворимых полимеров, в качестве состава, образующего с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал, используют композиции на основе солей щелочноземельных металлов или кислотные растворы. Технический результат – создание в водопромытых интервалах пласта объемного водонепроницаемого экрана и прочного тампонажного материала, препятствующего перетокам воды вдоль ствола скважины. 2 з.п. ф-лы. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в нагнетательных и добывающих скважинах при разработке нефтяных месторождений заводнением. Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий совместную закачку в скважину двух эмульсий на углеводородной основе, содержащих водные растворы химических веществ, способных взаимодействовать между собой с образованием тампонирующего материала [1]. Недостатком способа является низкая селективность при воздействии на нефтяной пласт, что обусловлено образованием тампонирующего материала во всех обработанных интервалах пласта, включая нефтенасыщенные. Это затрудняет последующее освоение скважины и приводит к снижению ее продуктивности. Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в пласт эмульсии на углеводородной основе, содержащей раствор соли многоосновной кислоты, и состава, содержащего соль щелочноземельного металла [2]. Способ обеспечивает образование в водопромытых интервалах пласта тампонирующего материала, препятствующего притоку пластовых вод и способствующего подключению к разработке нефтенасыщенных интервалов. Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на низкопроницаемых коллекторах, водоплавающих залежах и монолитных коллекторах. Это обусловлено слабой фильтруемостью эмульсионного состава на углеводородной основе в водонасыщенные поры и микропоры и преждевременным его разрушением, сопровождающимся кольматацией порового пространства вблизи ПЗП скважины. При наличии конуса воды в добывающей скважине известный способ также не позволяет достичь высокой эффективности изолирующего действия либо приводит к кольматации всего перфорированного интервала. Задачей нового технического решения является изоляция притока пластовых вод в высокообводненных скважинах водоплавающих залежей и нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Поставленная задача решается путем использования разработанного способа изоляции, обеспечивающего создание в водопромытых интервалах пласта объемного водонепроницаемого экрана, который препятствует притоку воды в скважину из пласта и нижележащих горизонтов, и прочного тампонажного материала, фиксирующего экран в объеме пласта и препятствующего перетокам воды вдоль ствола скважины. Сущностью разработанного технического решения является то, что способ изоляции притока пластовых вод в cкважинах, включающий последовательную закачку в пласт эмульсионного состава на углеводородной основе, содержащего соль многоосновной кислоты, и состава, образующего с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал, предусматривает предварительную закачку осадкообразующего и/или гелеобразующего состава на водной основе, при этом эмульсионный состав на углеводородной основе закачивают при давлении нагнетания, равном или выше давления нагнетания осадкообразующего и гелеобразующего составов; способ предусматривает использование в качестве осадкообразующего состава композиций на основе солей многоосновных кислот, в качестве гелеобразующего состава использование композиций на основе гелей кремниевой кислоты или водорастворимых полимеров, а в качестве состава, образующего с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал, используют композиции на основе солей щелочноземельных металлов или кислотные растворы. Существенными отличительными признаками разработанного способа изоляции притока пластовых вод являются: 1. Предварительная закачка в пласт осадкообразующего и/или гелеобразующего состава на водной основе. Указанные составы на водной основе хорошо фильтруются в водонасыщенные интервалы, глубоко проникая в объем пласта. После формирования осадка или геля происходит снижение проницаемости обработанных интервалов и образование непроницаемого экрана, что препятствует фильтрации воды в горизонтальном и вертикальном направлении. При совместной закачке осадкообразующего и гелеобразующего составов в объеме пласта формируется наиболее устойчивый экран, представляющий собой структурированный гель. 2. Закачка эмульсионного состава на углеводородной основе при давлении нагнетания, равном или выше давления нагнетания осадкообразующего и гелеобразующего составов. Это обеспечивает проникновение эмульсионного состава в интервалы закачки осадкообразующего и/или гелеобразующего состава и примыкающие к ним интервалы, что препятствует выносу из пласта веществ, образующих экран. 3. Использование в качестве осадкообразующего состава композиций на основе солей многоосновных кислот. Соли многоосновных кислот (например, натрия фосфат или натрия сульфат) в пластовых условиях реагируют с минерализованной водой или с дополнительно закачиваемыми реагентами (хлорид кальция, соляная кислота) с образованием нерастворимого осадка, кольматирующего обработанные интервалы пласта и препятствующего притоку пластовых вод. 4. Использование в качестве гелеобразующего состава композиций на основе гелей кремниевой кислоты или водорастворимых полимеров. Гели кремниевой кислоты и гели на основе водорастворимых полимеров обладают повышенной вязкостью, активно взаимодействуют с породой пласта и эффективно кольматируют обработанные интервалы пласта, препятствуя притоку пластовых вод. 5. Использование в качестве состава, образующего с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал, композиций на основе солей щелочноземельных металлов или кислотных растворов. При взаимодействии солей щелочноземельных металлов с солями многоосновных кислот образуются прочные, не растворимые в воде кристаллические или гелеобразные осадки, тампонирующие поры и трещины пласта. В случае использования кислотных растворов образование тампонирующего материала происходит за счет взаимодействия соли многоосновной кислоты с продуктами реакции между породой и кислотой. Кроме того, закачиваемый в пласт кислотный раствор проникает в другие, не изолированные интервалы, увеличивая их проницаемость и улучшая приток нефти. В целом разработанный способ обеспечивает образование в пласте объемного изолирующего экрана и тампонирующей массы, препятствующей размыванию экрана и блокирующей поры и трещины вблизи ПЗП. При использовании в рамках способа на последней стадии кислотного раствора обеспечивается дополнительное интенсифицирующее воздействие на низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы пласта. Для реализации способа используют следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие: – соли многоосновных кислот: натрия силикат, натрия метасиликат, натрия сульфат, натрия карбонат, натрия алюминат и т.д.; – соли щелочноземельных металлов: кальция хлорид, кальция нитрат, магния хлорид и т.д.; – маслорастворимые ПАВ: эмультал, нефтехим, нефтенол Н3, неонол АФ9-4, неонол АФ9-6 и т.д.; – водорастворимые полимеры: полиакриламид, полиэтиленоксид, КМЦ и т.д.; – кислотные растворы: соляная кислота, глинокислота, уксусная кислота и т.д.; – углеводородные жидкости: нефть, дизельное топливо, мазут, керосин и т. д.. Разработанный способ изоляции притока пластовых вод иллюстрируется следующими примерами. Пример 1. В добывающей скважине высокопроницаемого нефтяного пласта установлен прорыв воды по нефтенасыщенным интервалам и с нижележащих водоносных горизонтов, который сопровождается резким ростом обводненности добываемой продукции. После проведения геофизических исследований и анализа работы скважины предложено провести ее обработку в соответствии с новым способом. Для этого рассчитывают необходимые объемы закачки изолирующего экрана и тампонирующего материала. Далее на устье скважины готовят рабочие растворы для приготовления осадкообразующего и гелеобразующего составов (раствор карбоната натрия, раствор силиката натрия и раствор хлорида кальция), эмульсионный состав на углеводородной основе, содержащий соль многоосновной кислоты (карбонат натрия и силикат натрия), и состав, образующий с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал (раствор хлорида кальция), а затем их последовательно закачивают в пласт; при этом давление нагнетания эмульсионного состава увеличивают на 5-10% по сравнению с давлением нагнетания осадкообразующего состава. После закачки составов скважину оставляют на реагирование на 24 часа, осваивают и запускают в работу. Пример 2. В добывающей скважине неоднородного нефтяного пласта установлен прорыв воды по высокопроницаемому интервалу, при этом работа скважины сопровождается резким ростом обводненности добываемой продукции. После проведения геофизических исследований и анализа работы скважины предложено провести ее обработку в соответствии с новым способом. Для этого рассчитывают необходимые объемы закачки изолирующего экрана и тампонирующего материала. Далее на устье скважины готовят гелеобразующий состав на основе полиакриламида, эмульсионный состав на углеводородной основе, содержащий соль многоосновной кислоты (силикат натрия), и состав, образующий с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал (раствор соляной и плавиковой кислот), а затем их последовательно закачивают в пласт; при этом давление нагнетания эмульсионного состава увеличивают на 3-5% по сравнению с давлением нагнетания гелеобразующего состава. После закачки составов скважину оставляют на реагирование на 24 часа, осваивают и запускают в работу. Таким образом, разработанный способ обеспечивает эффективную изоляцию притока пластовых вод в скважинах, пробуренных на пласты с различными геолого-физическими параметрами и различной стадией разработки, что достигается регулированием объема осадкообразующего и/или гелеобразующего состава, объема эмульсионного состава на углеводородной основе и выбором компонентов состава, образующего с солью многоосновной кислоты тампонирующий материал. Источники информации 1. А. с. SU 1137186, кл. Е 21 В 53/32, 1985 г. 2. Пат. РФ 2101486, кл. Е 21 В 43/32, 1998 г. Формула изобретения
|
||||||||||||||||||||||||||
