СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в добывающих и нагнетательных скважинах.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ селективной изоляции водопритоков в скважине, включающий закачку в пласт свежеприготовленного ВУС [1].

Известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низкой устойчивостью закачиваемого ВУСа к воздействию пластовых вод и быстрому вымыванию ВУС, а из призабойной зоны, что снижает качество ремонтно-изоляционных работ. Поэтому возникает необходимость разработки способа изоляции водопритоков в скважине, лишенного указанного недостатка при сохранении высокой изоляционной способности и прочности создаваемого барьера. Эта задача может быть решена путем использования предлагаемого изобретения.

Целью изобретения является повышение эффективности и прочности создаваемого изоляционного барьера.

Цель достигается тем, что в способе, включающем закачку в призабойную зону свежеприготовленного ВУСа перед закачкой ВУСа в скважину дополнительно закачивают водный раствор, содержащий полимер акрилового ряда и глинопорошок при следующем содержании, мас.%: полимеракрилового ряда - 0,03-0,5; глинопорошок - 1-10; вода - остальное.

Предварительная закачка водного раствора, содержащего полимер акрилового ряда и глинопорошок, приводит к созданию в высокопроницаемом интервале призабойной зоны устойчивого полимердисперсного барьера за счет набухания глинопорошка, закаченного в водном растворе полимера. При этом набухание глины, присутствующей в полимерном растворе, происходит лишь в пластовых условиях при контакте с пластовой водой, что приводит к резкому снижению проницаемости порового пространства призабойной зоны, препятствуя тем самым вымыванию закачиваемого впоследствии ВУСа за счет межпластовых перетоков или перетоков внутри самого изолируемого объекта.

В качестве полимера акрилового ряда может использоваться полиакриламид, гипан, "Иономер - ВО-65" и др.

Способ проверен в лабораторных условиях. В процессе экспериментов определяли тампонирующую способность в искусственных образцах водонасыщенной песчаной пористой среды диаметром 0,04 м и длиной 1,0 м. В процессе эксперимента на выход модели закачивали последовательно: водный раствор, содержащий полиакриламид и глинопорошок в различных процентных соотношениях и свежеприготовленный ВУС. Общий объем растворов реагентов не превышал 0,3 объема пор пласта. Затем на вход модели вновь подавалась водопроводная вода. Оценка эффекта проводилась по изменению расхода фильтруемой жидкости. Аналогичные эксперименты проводились также для прототипа. Как видно из приведенных данных (см. таблицу), применение способа приводит к существенному снижению расхода фильтруемой жидкости. Сравнение показывает, что в случае использования способа по прототипу, при возрастании перепада давления ΔP происходит постепенное увеличение расхода жидкости. Таким образом, результаты экспериментов говорят о более высокой тампонирующей способности предлагаемого способа.

Процесс на скважине осуществляется в следующей последовательности. Поднимают подземное оборудование, обследуют состояние забоя скважины, при наличии песчаной пробки производят промывку. После определения глубины забоя, статического уровня жидкости, поглотительной способности в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Устье скважины соединяют с насосным агрегатом (например, ЦА-320). Производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой эксплуатацинной колонны.

В скважину последовательно закачивают водный раствор полиакриламида с добавкой бентонитового глинопорошка и свежеприготовленный раствор ВУСа. После продавки реагентов в призабойную зону скважины водой оставляют в состоянии покоя на 20 часов. Образующийся в процессе набухания глинопорошка барьер препятствует вымыванию из призабойной зоны потоком фильтрующейся жидкости сформировавшегося в пластовых условиях ВУСа. Таким образом, в водоносном интервале образуется блокирующий тампон.

Предложенное изобретение существенно отличается от существующих тем, что увеличивается устойчивость и прочность создаваемого ВУСом изоляционного барьера.

Эффект от применения данного способа достигается за счет селективности блокирования высокопроницаемого интервала и увеличения устойчивости и прочности создаваемого изоляционного барьера. Это обеспечивает увеличение добычи нефти и увеличение межремонтного периода скважины.

Источники информации
1. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1989, с. 135-136.

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к изоляции водопритоков в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции путем увеличения устойчивости и прочности создаваемого изоляционного барьера. В способе, включающем закачку в призабойную зону свежеприготовленного ВУСа, перед закачкой ВУСа дополнительно закачивают водный раствор, содержащий полимер акрилового ряда и глинопорошок при следующем соотношении компонентов мас.%: полимер акрилового ряда 0,03-0,5, бентонитовый глинопорошок 1,0-10,0, вода остальное. 1 табл.

Способ селективной изоляции водопритоков в скважине, включающий закачку в призабойную зону свежеприготовленного ВУСа, отличающийся тем, что перед закачкой ВУСа в скважину закачивают водный раствор, содержащий полимер акрилового ряда и глинопорошок при следующем содержании, мас.%:
Полимер акрилового ряда - 0,03 - 0,5
Глинопорошок - 1 - 10
Вода - Остальное