Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в скважинах, и может быть использовано для повышения производительности нефтяных и газовых скважин.
Известны способы ограничения притока вод в скважинах путем закачки в обрабатываемый интервал фенолформальдегидной смолы, полиакрилонитрила, гидролизованного полиакриламида, кремнеорганических соединений и др. (Петухов В. К. , Газизов А.Ш. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. - М.: ВНИИОНГ, 1982, с. 34).
Недостатком способов является их низкая эффективность в пластах, содержащих слабоминерализованные воды.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ ограничения притока пластовых вод в скважину, включающий закачку серной кислоты и нефти в призабойную зону пласта в соотношении 1 : 1 [1].
Сущность способа основана на образовании органоминерального закупоривающего материала в результате реакции серной кислоты с нефтью и катионами кальция. При взаимодействии серной кислоты с нефтью образуется органическая закупоривающая структура - кислый гудрон. Эта структура насыщается гипсом - продуктом взаимодействия серной кислоты с катионом кальция. В результате образуется органоминеральная закупоривающая масса.
Основными недостатками способа являются:
- быстрое снижение концентрации серной кислоты ниже 78% из-за разбавления пластовой водой и взаимодействия с компонентами пласта, приводящее к прекращению образования кислого гудрона - органической закупоривающей структуры;
- ограниченная глубина воздействия из-за интенсивного снижения реакционной способности серной кислоты по мере продвижения ее по пласту;
- зависимость эффективности способа от химического состава пластовой нефти и воды.
Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения глубины воздействия и обеспечения необходимого качества и количества тампонирующего материала.
Достигается это тем, что в способе изоляции водопритоков в скважинах, заключающемся в одновременно-раздельной закачке нефти и серной кислоты в обрабатываемый интервал пласта, перед закачкой в пласт 48-96%-ной концентрации серной кислоты в нее вводят полиамид - 6 с концентрацией 6-11 мас.%.
Сущность способа заключается в следующем. Вначале в серной кислоте с концентрацией 48-96 мас.% растворяют полиамид - 6 в количестве 6-11 мас.%. Затем в обрабатываемый интервал одновременно-раздельно закачивают нефть и раствор полиамида в серной кислоте в объемном соотношении 1 : 1.
В основе способа лежат физико-химические превращения, происходящие в пласте при контакте раствора полиамида в серной кислоте с нефтью и пластовой водой. В пределах концентрации серной кислоты от 96 до 78% закупорка водопроницаемых зон происходит как за счет образования кислого гудрона и гипса, так и за счет выделения твердого полиамида из раствора. В пределах концентрации серной кислоты от 77 до 48% закупорка происходит только за счет выделения твердого полиамида. В результате независимо от концентрации серной кислоты в поровом пространстве постоянно образуется органическая закупоривающая структура: гудрон - полиамид.
Отличительной особенностью нового способа от известного является то, что в известном способе неизбежное снижение концентрации серной кислоты в результате взаимодействия ее с компонентами пласта и разбавления водой приводит к уменьшению объема закупоривающей массы, а в предлагаемом способе - к увеличению объема закупоривающей массы, что обуславливает положительный эффект.
Полиамиды содержат в составе основного звена амидную группу -СОNH2или -CO-NH-. Обладают высокой прочностью к ударным нагрузкам. Они не растворимы в обычных растворителях (спирты, сложные эфиры, кетоны, углеводороды), но хорошо растворяются в товарных сортах серной кислоты. Однако при смешении с водой, т.е. при снижении концентрации кислоты из раствора выделяются твердые полиамиды. Полная характеристика полиамидов приведена в кн.: А.Ф.Николаев. Синтетические полимеры и пластические массы на их основе. - М.-Л.: Химия, 1966.
Способ осуществляют следующим образом. После проведения комплекса подготовительных работ (проверка состояния эксплуатационной колонны, очистка НКТ и ПЗП, определение приемистости) на устье скважины устанавливают оборудование, применяемое обычно при обработке ПЗП раствором кислоты. Доставляют на скважину необходимый объем нефти, серной кислоты и полиамида.
Потребный объем раствора полиамида в серной кислоте определяют по формуле
Vк = n π h (R2m - r2), где n - объемная доля раствора полиамида в рабочей смеси; при объемном соотношении нефти и кислоты 1 : 1 она равна 0,5;
h - толщина обрабатываемого интервала, м;
R - радиус обработки, м;
m - эффективная пористость;
r - радиус скважины, м.
Потребное количество полиамида определяют по формуле:
qп = СVк, где С - концентрация полиамида в серной кислоте, доли ед.
Потребный объем нефти определяют по формуле:
Vп = (1 - n) Vк.
Полиамид растворяют в серной кислоте механическим перемешиванием. Далее приступают одновременно к раздельной закачке раствора полиамида в серной кислоте по НКТ (или по кольцевому пространству) и нефти по кольцевому пространству (или по НКТ) в соотношении 1 : 1. Закачку ведут на максимальной скорости агрегата АН-300.
По окончании закачки скважину оставляют в покое на одни сутки. За это время образуется водоизолирующая масса и происходит сцепление ее с поверхностью породы. После завершения воздействия скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
П р и м е р. Эффективность способа оценена на линейной модели высокопроницаемого обводненного пласта длиной 0,2 м и диаметром 0,03 м. Опыты проводились при комнатной температуре по следующей методике. Вначале модель пласта насыщалась пластовой водой под вакуумом. Затем после определения проницаемости в пористую среду одновременно-раздельно закачены нефть и раствор полиамида в серной кислоте по 0,5 объема пор. Далее модель пласта оставили на сутки в покое для реакции. По истечении суток опять возобновилась фильтрация воды через пористую среду и определялась проницаемость. Эффективность способа оценена по формуле:
Э = 
100% , где Э - эффективность водоизоляции, %;
К1, К2 - водопроницаемость пористой среды до и после обработки, мкм2.
В таблице даны сравнительные результаты испытаний предлагаемого и известного способов. Из описания изобретения [1] вытекает, что в пределах концентрации 78-98% серная кислота обеспечивает надежную закупорку обрабатываемой зоны за счет образования гудрона. В предлагаемом способе в указанных пределах концентрации одновременно с гудроном образуется твердый полиамид, что обеспечивает дополнительный положительный эффект. Считая этот факт бесспорным, в примерах осуществления нового способа не выделена 96%-ная серная кислота).
Как показывает данные таблицы, снижение концентрации серной кислоты ниже 78% приводит к ухудшению процесса водоизоляции, т.е. к снижению эффективности известного способа. Однако добавление к разбавленной кислоте 5-11% полиамида увеличивает эффективность способа. При снижении концентрации полиамида ниже 5% достигаемый положительный эффект незначителен (водопроницаемость снижается по сравнению с известным способом всего лишь на 1,9% ). Увеличение концентрации полиамида выше 11% приводит к резкому увеличению вязкости серной кислоты, что затрудняет использование раствора в промысловых условиях.
Таким образом, оптимальной концентрацией полиамида в серной кислоте является 5-11 мас.%.
Использование способа обеспечивает по сравнению с существующими способами следующие преимущества:
- неизбежное снижение концентрации (реакционной способности) серной кислоты в процессе закачки приводит к образованию дополнительного закупоривающего материала;
- процесс образования водоизолирующего материала практически не зависит от состава нефти и пластовой воды;
- образуется смешанная закупоривающая масса (кислый гудрон, гипс, твердый полиамид), обладающая улучшенными водоизолирующими свойствами;
- значительная глубина воздействия.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| Способ селективной изоляции обводненных неоднородных пластов | 1991 |
|
SU1808997A1 |
| СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ | 1995 |
|
RU2088746C1 |
| Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину | 1974 |
|
SU661102A1 |
| Состав для изоляции притока воды в скважину | 1982 |
|
SU1035193A1 |
| Способ изоляции пласта | 1981 |
|
SU1006720A1 |
| Способ кислотной обработки призабойной зоны обводненного нефтяного пласта | 1989 |
|
SU1696683A1 |
| СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОД В ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ | 1993 |
|
RU2066733C1 |
| СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ | 1992 |
|
RU2024735C1 |
| Способ изоляции водопритоков в нефтяном пласте | 1988 |
|
SU1657609A1 |
| СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН | 1990 |
|
RU2019687C1 |
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Цель изобретения - повышение эффективности способа. Для достижения указанной цели в 48 - 96%-ную серную кислоту предварительно добавляют полиамид 6 в количестве 5 - 11 мас.%, которую одновременно и раздельно затрагивают вместе с нефтью в обрабатываемый интервал скважины.
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНАХ, включающий одновременную раздельную закачку нефти и серной кислоты в обрабатываемый интервал пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа путем увеличения глубины воздействия и обеспечения качества и количества тампонирующего материала, перед закачкой в пласт 48 - 96%-ной серной кислоты в нее вводят полиамид-6 с концентрацией 6-11 мас.%.
