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

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

Известен способ изоляции путем закачки химического вещества в обводненный пласт, в котором при взаимодействии минерализованной пластовой воды с этим химическим веществом происходит образование осадка, закупоривающего поры пласта.

Таким является способ закупоривания пластов (патент США, N 2121036, НКИ 166-21, 1938 г. ), который включает вытеснение минерализованной воды из ствола скважины, введение в скважину и в пласт каучукового латекса. В пласте при коагуляции латекса минерализованной водой, содержащей соли щелочноземельных металлов, образуется каучукоподобная масса, герметизирующая водонасыщенные поры пласта.

Наиболее близким по технической сути к предлагаемому изобретению является способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов в скважине, включающий последовательную закачку водного раствора полимера и соляной кислоты, при этом в качестве полимера используют полиметилметакрилат, модифицированный моноэтаноламином в водной фазе (а.с. 1694858, E 21 B 33/138, от 30.11.91, бюл. 44). После закачки реагенты продавливают в пласт, и они при перемешивании образуют в высокопроницаемых интервалах блокирующий тампон, изолирующий указанные интервалы.

Исследованиями установлено, что при разработке обводненных продуктивных пластов, анизотропных по проницаемости, в первую очередь вырабатываются и обводняются высокопроницаемые материалы пласта. Менее проницаемая часть в работе не участвует, поэтому она не вырабатывается, хотя является нефтенасыщенной. Этот факт характерен и для известного способа, который позволяет эффективно изолировать только высокопроницаемые интервалы пласта, не вовлекая в эксплуатацию менее проницаемую часть пласта. Кислота при этом играет роль коагулянта.

Недостатком известного способа является неравномерность выработки анизотропных по проницаемости обводненных продуктивных пластов и как следствие невозможность добычи дополнительного количества нефти из низкопроницаемой нефтенасыщенной части пласта.

Таким образом, существует проблемa получения дополнительного количества нефти путем обеспечения равномерности выработки анизотропных по проницаемости обводненных продуктивных пластов.

Технический результат, ведущий к решению этой проблемы, - введение в эксплуатацию низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов обводненных пластов.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважине, включающем последовательную закачку водного раствора полимера и неорганической кислоты, согласно изобретению перед закачкой водного раствора полимера и после нее в скважину подают буферную жидкость, затем продавливают в пласт водный раствор полимера и выдерживают в течение времени, необходимого для коагуляции полимера при его взаимодействии с минерализованной пластовой водой, а затем закачивают и продавливают в пласт неорганическую кислоту в количестве 1-1,5 м³, при этом в качестве водного раствора полимера используют латекс, а в качестве буферной жидкости - пресную воду.

Таким образом, заявляемый способ изоляции состоит из двух этапов. Первоначально в обводненный пласт закачивается латекс, который коагулирует под действием пластовой воды и обеспечивает закупорку наиболее проницаемой обводненной его части. Последующая закачка кислоты приводит к ее фильтрации в менее проницаемую часть пласта, вовлечению ее в эксплуатацию и добыче дополнительного количества нефти за счет резкого ограничения добычи воды из обводненной части пласта. Описанный результат может быть получен только в случае раздельного и последовательного закачивания латекса и кислоты.

Данный эффект изоляции получен с использованием бутадиенстирольных, бутадиен-α-метилстирольных и пиперилен-акрилонитрильных латексов. Но в качестве латексов могут быть использованы любые природные и синтетические латексы, способные коагулировать под действием минерализованной пластовой воды.

Подача буферной жидкости до закачки водного раствора полимера в скважину и после нее предохраняет полимер от контакта с минерализованной пластовой водой, которая может оказаться в некотором количестве на поверхности труб и явиться причиной преждевременного образования осадка полимера в трубах.

Выдержка в пласте водного раствора полимера - латекса в течение определенного времени необходима для более полного перемешивания латекса с минерализованной пластовой водой и его коагуляции в высокопроницаемых интервалах. Это время составляет 1-1,5 ч.

Подача неорганической кислоты после времени выдержки обеспечивает очистку только низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов пласта, так как в высокопроницаемых обводненных интервалах уже произошла коагуляция полимера и их закупорка.

Сопоставление с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от прототипа наличием нового действия: подают неорганическую кислоту после определенного времени выдержки в пласте водного раствора полимера, чтобы он успел образовать коагулянт в высокопроницаемых интервалах, а только затем подают кислоту для очистки пор низкопроницаемых интервалов. Таким образом, кислота в отличие от прототипа выполняет иную функцию - очищающего агента.

Кроме того, в предлагаемом способе до и после закачки водного раствора полимера подают буферную жидкость.

Указанные отличия позволяют сделать вывод о соответствии критерию "новизна".

Поиск по отличительным признакам показал, что очистка продуктивного пласта с помощью кислоты широко известна [Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин.- М.: Недра, c. 49-102]. Однако совокупность этого признака с признаком - подача и выдержка водного раствора полимера в высокопроницаемых интервалах, дающая новый технический результат, - не выявлена, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень".

Пример 1.

Способ осуществляют следующим образом. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) спускают до искусственного забоя, и скважину промывают до уравновешивания плотностей жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Затем НКТ приподнимают до глубины на 10-15 м выше интервала перфорации, определяют приемистость пласта путем закачки воды при давлении до 10-12 МПа. После этого в НКТ закачивают при открытом затрубном пространстве пресную воду в количестве 1 м³, синтетический латекс СКМС-30АРК в количестве 5 м³ при давлении до 12 МПа, пресную воду в количестве 1 м³, продавочную жидкось (воду) при закрытом затрубном пространстве в количестве, обеспечивающем полное вытеснение латекса из скважины в пласт. Через 1 ч через НКТ в пласт продавливают 1 м³ соляной кислоты 13%-ной концентрации при давлении до 15 МПа. При этом приемистость обводненного интервала пласта отсутствует из-за его закупорки скоагулировавшимся полимером, и вся кислота проникает в низкопроницаемую нефтенасыщенную и ранее не работающую часть пласта. В результате проведенной операции охват пласта притоком увеличился с 25 до 60%. Обводненность скважины снизилась с 94,4 до 90%, а дебит нефти увеличился с 0,1 до 1,04 т/сут.

Пример 2.

Операции осуществляют таким же образом, как в вышеописанном примере, за исключением того, что в качестве латекса используют бутадиен-стирольный латекс марки СКЛ-1 в количестве 5 м³, а в качестве кислоты - плавиковую в количестве 1,2 м³. Время между закачкой латекса и кислоты составляет 1,2 ч. В результате проведенной операции охват пласта притоком увеличился с 48 до 65%, Обводненность скважины снизилась с 99 до 97%, а дебит нефти увеличился с 2,2 до 3 т/сут.

Пример 3.

Операции осуществляют таким же образом, как в вышеописанном примере. Отличие состоит в том, что в качестве латекса используют перилен-акрилонитрильный латекс марки СКЛ-2 в количестве 5 м³, а в качестве кислоты - грязевую в количестве 1,5 м³. Время между закачкой латекса и кислоты составляет 1,5 ч. В результате проведенной операции охват пласта притоком увеличился с 45 до 55%, обводненность скважины снизилась с 99 до 96%, а дебит нефти увеличился с 1,2 до 2,5 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить охват пласта притоком на 10-35%, снизить обводненность скважины на 2-5,5% и как следствие увеличить дебит нефти в 1,5-10 раз.

Использование: добычa нефти и газа при изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов пласта в скважинах. Технический результат - обеспечение равномерности выработки анизотропных по проницаемости обводненных пластов. Сущность изобретения: в скважину закачивают водный раствор полимера и выдерживают в течение определенного времени, а затем подают неорганическую кислоту в количестве 1-1,5 м³. При этом перед и после закачки водного раствора полимера в скважину подают буферную жидкость, при этом в качестве водного раствора полимера используют латекс, а в качестве буферной жидкости - пресную воду.

Способ селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважине, включающий последовательную закачку водного раствора полимера и неорганической кислоты, отличающийся тем, что перед закачкой водного раствора полимера и после нее в скважину подают буферную жидкость, затем продавливают водный раствор полимера в пласт и выдерживают в течение времени, необходимого для коагуляции полимера при его взаимодействии с минерализованной пластовой водой, а затем закачивают и продавливают в пласт неорганическую кислоту в количестве 1 - 1,5 м³, при этом в качестве водного раствора полимера используют латекс, а в качестве буферной жидкости - пресную воду.