СПОСОБ ОБРАБОТКИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а именно к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи при бурении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин в условияx поддержания пластового давления путем заводнения.

Известен способ изоляции водогазопритоков в скважинах путем последовательных закачек порций изолирующих веществ, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (отверждения) (а.с. 1717792, E 21 B 33/14, 33/14, 33/138, 1988 г.).

Однако этот способ направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта непосредственно в призабойной зоне скважины.

Известен также способ обработки нагнетательных скважин путем управляемого формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и/или кольматирующих частиц на достаточном удалении от ствола скважины за счет закачек порций тампонажных материалов, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (патент РФ 2039225, E 21 B 43/22, 1995 г. - прототип).

Однако данный способ также направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта пропластков, что приводит к созданию радиально расположенного изолирующего (потокоотклоняющего) экрана в переходной зоне от ствола скважины до основного объема продуктивного пласта и не позволяет изолировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на большую глубину, и требует значительного количества тампонажного материала.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте при одновременной экономии общего количества закачиваемого тампонажного материала в зонах "языковых" прорывов нагнетаемых вод.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем последовательную закачку в продуктивный пласт порций гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, порций дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц, дисперсной фазы и порций продавочной жидкости, например воды, время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость.

Это позволит экранировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на максимальную глубину при существенной экономии ГОС (см. чертеж), где 1 - оторочки ГОС с неизменными реологическими характеристиками порций, 2 - оторочки продавочной жидкости; 3 - оторочки дисперсий КС, 4 - оторочки ГОС с увеличенной вязкостью последней части объема порции, 5 - потоки нагнетаемой воды после установления потокоотклоняющего экрана, 6 - нагнетательная скважина.

Способ осуществляют следующим образом.

Закачивают расчетный объем порции ГОС, как правило, с минимально возможным для него гидродинамическим сопротивлением (минимальной вязкостью) и временем гелеобразования в пределах расчетного времени закачки всех планируемых последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости. Время начала гелеобразования регулируют путем изменения концентраций реагентов, например лигносульфоната в ГОС по а.с. 1406343, либо путем закачки порций различных ГОС, отличающихся временем начала гелеобразования. После закачки первой порции ГОС скважину пускают под закачку на расчетное время (объем порции продавочной жидкости). По истечении этого времени производят закачку второй (последующей) порции ГОС или дисперсии кольматирующего состава, например 1,5 - 2%-ную суспензию бентонитового глинопорошка в воде. Выбор закачки ГОС или КС зависит от конкретных геолого-физических условий обрабатываемой скважины.

В случае закачки второй (последующей) порции ГОС устанавливают время начала ее гелеобразования в пределах расчетного времени закачки всех последующих порций продавочной жидкости, КС и ГОС. В случае необходимости меняют реологические характеристики данной порции ГОС, например путем изменения концентрации полимера. Для максимальной экономии реагентов поступают следующим образом. Большую порцию ГОС, например от 60 до 90% расчетного объема, закачивают с минимально возможными для данного типа ГОС концентрациями реагентов. В заключительной части расчетного объема порции ГОС (например, от 40 до 10%) устанавливают требуемые расчетные параметры реологии, например вязкости, путем увеличения концентрации полимера, и времени начала гелеобразования, например, путем изменения концентрации гелеобразования. Изменением реологических характеристик регулируют скорость движения оторочки по пласту, а загелированный "хвост" данной оторочки предохраняет относительно медленно набирающий прочность и более слабый гель "головы" оторочки от размыва продавочной жидкостью. После закачки порции ГОС и КС скважину пускают под закачку на расчетное время закачки порции продавочной жидкости. И так далее. Последняя порция ГОС в случае необходимости оставляется в приствольной зоне скважины либо продавливается в удаленную зону пласта очередным запуском скважины под закачку, выбор количества, объемов и реологических характеристик порций КОС, КС, а также объемов порций продавочной жидкости зависит от конкретных геолого-физических условий участка месторождения и обрабатываемой скважины.

Таким образом, при последовательной закачке и продавке каждой последующей порции ГОС, КС, вплоть до последней, предшествующие порции ГОС, КС, включая головную, продвигаются в глубь пласта к "языковому" прорыву нагнетаемой воды, тем самым увеличивая эффект изоляции при снижении общего количества реагентов. Кроме того, оторочки КС, например бентонитового глинопорошка, заключенные между оторочками ГОС, после гелирования последних становятся неподвижными и после завершения процесса набухания в статических условиях усиливают изолирующий эффект даже после разрушения гелевых экранов в результате термоокислительной деструкции с течением времени.

Указанный способ может быть совмещен с другими геологическими мероприятиями, например с последующим или предварительным отключением высокопроницаемых промытых пропластков (например, по а.с. 1832825), последующими ОПЗ скважины кислотными составами, растворителями или ПАЗ, а также с циклической закачкой или физическими методами, например импульсно-волновым воздействием и т.п.

Пример 1. В нагнетательную скважину 3547, куст 417 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью по воде Q_н = 515 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию гелеобразующего состава (ГОС) на основе полиакриламида (ПАА) с концентрацией полимера 0,2%, лигносульфоната КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% (а.с. 1406343, 1988 г.) вязкостью 17 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 100 ч, объемом 70 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 30 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 76 ч, объемом 75 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₂ = 490 м³/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка третьей порции ГОС с концентрацией ПАА 0,4%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 46 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 50 ч, объемом 68 м³ в течение 4,5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₃ = 465 м³/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка четвертой порции ГОС с концентрацией реагентов и прочими показателями, как в третьей порции, объемом 60 м³ в течение 4 ч, скважину пустили под закачку. По истечении 72 ч приемистость скважины составила Q_к = 430 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила 2842 т (13,3 т/сут).

Пример 2. В нагнетательную скважину 6197, куст 522 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Q_н = 410 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,3% и бихромата калия 0,15% вязкостью 30 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 70 ч, объемом 60 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₂ = 360 м³/сут при P = 9 МПа, затем произвели закачку второй порции ГОС, вначале с концентрацией ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 58 м³, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата натрия 0,3% вязкостью 93 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 20 ч объемом 2 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку на 13 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₃ = 390 м³/сут при P = 9 МПа. Затем произвели закачку третьей порции ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 13 м³, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,8%, КССБ-5 0,8% и бихромата натрия 0,4% вязкостью 136 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 8 ч объемом 10 м³ в течение 1,5 ч. Пустили скважину под закачку. По истечении 24 ч приемистость скважины составила Q_к = 332 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила за два последующих после обработки месяца 532 т (5,9 т/сут), эффект продолжается.

Пример 3. (по прототипу). В нагнетательную скважину 3616, куст 564 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Q_н = 504 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата калия 0,3% вязкостью 76 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 9 ч, объемом 50 м³ в течение 2,5 ч. Скважину пустили под закачку на 13,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 1,1%, КССБ-5 1,2% и бихромата калия 0,6%, вязкостью 362 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 3 ч, объемом 30 м³ в течение 1,5 ч. Продажа ГОС в пласт, оставили скважину на реагирование в течение 48 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q_к = 360 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих скважин составила 215 т (1,0 т/сут).

Пример 4 (по КС). В лабораторных опытах использовали две модели высокопроницаемого элемента пласта длиной 1,3 м и диаметром 0,046 м, представленную кварцевым песком с начальной проницаемостью по воде около 10 мкм. Модели насытили водой и закачали в одну модель 0,25 порогового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-5 0,50%, затем 0,75 порового объема воды. После выдержки модели в течение 24 ч для образования геля в нее дополнительно закачали 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, и после второй выдержки в течение 24 ч определили проницаемость модели на воде: 0,86 мкм.

Во вторую модель последовательно закачали 0,13 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте, затем 0,3 порового объема воды, затем 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, затем 0,2 порового объема воды и в заключениe еще 0,12 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте. Модель выдержали в течение 48 ч и определили проницаемость по воде: 0,026 мкм.

Как видно из приведенных выше примеров, порционная закачка ГОС, КС, чередуемая с закачками порций воды, причем, когда время начала гелеобразования первой или последующей порции ГОС больше или равно суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (воды), эффективнее технологии по прототипу в случаях "языковых" прорывов нагнетаемых вод.

Изобретение относится к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи пластов при эксплуатации нефтяных скважин в условиях заводнения. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте при одновременной экономии общего количества закачиваемого тампонажного материала в зонах "языковых" прорывов нагнетаемых вод. Сущность изобретения: по способу формируют потокоотклоняющий экран из гелей на достаточную глубину за счет последовательных закачек порции гелеобразующих составов (ГОС), кольматирующих составов (КС) и порций продавочной жидкости. Время начала гелеобразования первой (предыдущей) порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости. 1 ил.

Способ обработки нагнетательных скважин, включающий порционную закачку в пласт гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц дисперсной фазы и продавочной жидкости, например воды, отличающийся тем, что время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость.