СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для временной изоляции нефте-водоносных пластов, например, при проведении ремонтных работ в скважине.

Известны способы изоляции продуктивных пластов в призабойной зоне скважины, включающие закачку в пласт оторочки минерализованной воды и состава на основе водорастворимых полимеров [1,2]
Известные способы непригодны при изоляции карбонатных и высокообводненных пластов. В карбонатных породах полимеры и соли выпадают в осадок и выводят из строя подземное оборудование.

Наиболее близким к предлагаемому является способ изоляции продуктивных пластов, включающий закачку в скважину изоляционного состава на основе углеводородной жидкости со значительными добавками бентонитовой глины, битума и барита [3]
Недостатки способа связаны со сложностью продавки изоляционного состава в скважину из-за его высокой вязкости и несовместимости с водными продавочными растворами. Кроме того, используемый изоляционный состав трудноизвлекаем из скважин, а значительный расход компонентов делают его дорогим. Способ не обеспечивает достаточной надежности изоляции продуктивных пластов в призабойной зоне скважины.

Задачей изобретения является увеличение эффективности изоляции пластов и повышение технологичности способа с применением изоляционных составов на углеводородной основе.

Задача решается тем, что при изоляции продуктивных пластов, включающей закачку в скважину изоляционного состава на углеводородной основе, в качестве изоляционного состава используют нефтяной раствор полиолефинов, например, полиэтилена, полипропилена, их сополимеров, полиизопрена, полиизобутилена или их смесей. Соотношение компонентов в изоляционном составе, мас. полиолефины 0,8-10; нефть -90-99,2.

Изоляция пластов с помощью нефтяных растворов полиолефинов при их концентрации 0,8-10 мас. обеспечивает высокие технологические параметры способа, а именно: увеличение эффективности изоляции и уменьшение активного компонента состава. Таким образом, технология по данному способу за счет применения полиолефинов в растворе нефти приобретает более совершенные и новые свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".

Эффективность способа изоляции проверена на модели пласта Ю-1 Самотлорского месторождения, представляющую собой цилиндрическую колонку-кернодержатель. Растворы полиолефинов были приготовлены в нефтяных Самотлорского и Советско-Соснинского месторождений. После определения естественной нефтепроницаемости через колонку фильтровали изолирующие и восстанавливающие составы. Затем определяли проницаемость модели пласта (эффективность изоляции) в зависимости от состава и концентрации закачиваемых реагентов по формуле: где T время фильтрации через модель пласта растворов полиолефинов; T₀ время фильтрации через модель пласта нефти. В качестве восстанавливающего состава в модель пласта закачивали воду.

Зависимость изменения проницаемости пласта от состава приведена в таблице.

Примеры испытания способа на модели пласта.

Пример 1. В 99,2 г нефти растворяют 0,8 г полиэтилена (ПЭ) при перемешивании и комнатной температуре, при этом вязкость нефти увеличивается до 0,27 Па• с и из раствора выделяется тонкодисперсная фаза. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 38,6% Затем закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта восстанавливается через 5 ч.

Пример 2. В 90 г нефти растворяют 10 г полиэтилена (ПЭ) при перемешивании и комнатной температуре, при этом вязкость нефти увеличивается до 1,23 Па•с и из раствора выделяется тонкодисперсная фаза. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 89,8% Затем в керн закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта восстанавливается через 63 ч (2,5 суток).

Пример 3. В 99 г нефти растворяют 1 г атактического полипропилена (АПП) при перемешивании и комнатной температуре, при этом вязкость нефти увеличивается до 0,32 Па•с и из раствора выделяется тонкодисперсная фаза. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 59% Затем закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта восстанавливается через 120 ч (5 суток).

Пример 4. В 94 г нефти растворяют 6 г атактического полипропилена (АПП) при перемешивании и комнатной температуре, при этом вязкость нефти увеличивается до 2,15 Па•с и из раствора выделяется тонкодисперсная фаза. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 97,2% Затем в керн закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта восстанавливается через 170 ч (7 суток).

Пример 5. В 99 г нефти растворяют 1 г сополимера этилена и пропилена (СЭОП5₁-С) при перемешивании и комнатной температуре, при этом вязкость нефти увеличивается до 0,87 Па•с и из раствора выделяется тонкодисперсная фаза. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 75,0% Затем закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта восстанавливается через 120 ч (5 суток).

Способ изоляции пласта по примерам: 6-12 реализуют по аналогичной технологии, описанной в примерах 1-5 (см. таблицу). В примерах 7 и 8 для приготовления состава используют полиизопреновый синтетический каучук (СКИ), в примерах 9 и 10 полиизобутилен (ПИБ), в примере 11 смесь атактического полипропилена и полиизопренового каучука в равных весовых частях, в примере 12 смесь полиизопрена и полиизобутилена в равных весовых частях (см. таблицу).

Пример 13 (прототип) в таблице.

Для доказательства эффективности составов в изоляции водонасыщенного пласта и пласта, насыщенного обводненной нефтью (до 15%), ниже проведены примеры экспериментов.

Пример 14. В 99 г нефти растворяют 1 г смеси АПП: СКИ= 1:1 при перемешивании и комнатной температуре, при этом из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через водонасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86% Затем закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта восстанавливается через 75 ч (3 суток).

Пример 15. В 95 г нефти растворяют 5 г АПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через керн, насыщенный обводненной нефтью (15% воды). Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 99% Затем закачивают 100 г воды. Проницаемость пласта не восстанавливается в течение 8 суток и более.

На скважине способ реализуют по общепринятой схеме. Состав в необходимом количестве (из расчета 0,5 м³ на 1 м интервала перфорации) готовят в соответствии с заданным соотношением компонентов и закачивают в скважину. Продавку в призабойную зону пласта производят продавочной жидкостью на водной основе или технической водой.

Продолжительность временной изоляции определяется из приведенных примеров или путем испытания состава и должна соответствовать плановому времени проведения ремонтных работ в скважине.

Предлагаемый способ изоляции пласта на основе нефтяных растворов полиолефинов может быть применен для пластов с проницаемостью 0,01-1 мкм².

Как видно из таблицы и примеров, предлагаемый способ для временной изоляции пластов в призабойной зоне с целью проведения подземного ремонта скважин и устранения аварийных ситуаций в отличие от известных способов эффективно изолирует водо- и нефтепроницаемость пластов при меньшем расходе активного реагента. Использование предлагаемого способа в технологии глушения пластов в отличие от прототипа по а.с. 1227804 позволит сократить объем тампонажного раствора путем поднятия уровня закачки водного столба в скважине, так как нефтяные растворы полиолефинов легче воды и не смешиваются с ней. Способ изоляции пластов можно применять в широком интервале температур от -70 до 120^o, что важно для работ в Сибири и на Крайнем Севере.

Полиолефины при растворении в нефти высаживают из нее смолистые, асфальтеновые, парафиновые вещества в виде тонкодисперсных частиц с размером 0,04-3 мкм, которые закупоривают пласт и, таким образом, изолируют его проницаемость.

Эффективность изоляции водонасыщенного пласта и пласта, насыщенного нефтью с содержанием в ней 15% воды, выше, чем в случае нефтенасыщенного пласта потому, что при взаимодействии состава с водой основной эффект изоляции усиливается такими побочными явлениями, как поверхностное натяжение и естественное образование водонефтяной эмульсии.

Способ изоляции продуктивных пластов относится к добыче нефти. Для временной изоляции пластов предлагается закачивать в призабойную зону скважины изоляционный состав на основе углеводородной жидкости (нефти) и полиолефинов. Закачиваемый состав должен содержать, мас.%: полеолефинов - 0,8-10; нефти 90-99,2. Способ с применением нефтяных растворов полеолефинов обеспечивает надежную изоляцию пластов в широком диапазоне времени, необходимого для проведения ремонтных работ в скважине. 1 табл.

Способ изоляции продуктивных пластов, включающий закачку в пласт изоляционного состава на углеводородной основе, отличающийся тем, что в качестве изоляционного состава закачивают нефтяной раствор полиолефинов при следующем соотношении компонентов, мас.

Полиолефин 0,8 10
Нефть 90 99,2о