СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах.

Одним из основных методов извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождений является принудительное вытеснение ее водой, закачиваемой под давлением в пласт через нагнетательные скважины. В процессе вытеснения нефти происходит изменение фильтрационных характеристик пластов, которые приводят к возникновению прорывов воды и заколонных перетоков, в результате чего снижается дебит нефти и увеличивается ее обводненность.

При гидроизоляционных работах в скважине применяются различные составы, которые закрывают водоприток, но при этом также перекрывают проход нефти к забою скважины. Поэтому после проведения таких работ, необходим долгий период освоения скважины, часто даже с повторной перфорацией, которая в свою очередь за счет высоких давлений в призабойной зоне пласта может привести к нарушению герметичности и возобновлению водопритока при низких дебитах нефти.

Известны различные составы для ликвидации водопритоков, например, такие как, фенол-формальдегидные смолы, цементные растворы, водные растворы полимеров и т.п., Г.З. Ибрагимов и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М. Недра, 1991 г. стр. 46-63. Данные составы предназначены для ликвидации различных видов осложнений, связанных с прорывами воды в добывающие скважины.

Среди них:
- смолы применяются для ликвидации нарушений обсадной колонны и в меньшей степени для ликвидации заколонных перетоков, но не ликвидируют прорывов воды из нагнетательной скважины в добывающую;
- цементные растворы также в основном применяются для ликвидации нарушений обсадной колонны и для ликвидации заколонных перетоков, но не ликвидируют прорывов воды из нагнетательной скважины в добывающую;
- водорастворимые полимеры при изоляции прорывов воды лишь частично изолируют воду и в течение короткого времени вымываются из пласта.

Наиболее близким к заявляемому составу является способ тампонирования пласта путем ввода в поглощающий горизонт суспензии бентонитовой глины в углеводородной жидкости (соляробентонитовая смесь), которая при контакте с водой гидратирует и увеличивается в объеме, перекрывая трещины и поры в поглощающем горизонте (прототип), А.И. Комисаров, Э.В. Соколовский и Р.Х. Моллаев, а.с. СССР N 751967, кл. Е 21 В 33/138, опублик. 30.07.80. Данный способ позволяет изолировать пласт от поступления воды как из скважины в пласт, так и в обратном направлении при условии низкой проницаемости пласта. В этом случае, при взаимодействии бентонитовой глины с водой происходит кристаллическое набухание глины, что приводит к увеличению ее объема в 2 раза. Недостатками данного способа является то, что он может быть применим при температурах от 70^oC и выше. Также этот состав, изолируя водоприток, одновременно и перекрывает доступ нефти к забою скважины.

Техническим результатом данного изобретения является улучшение водоизолирующей способности суспензии бентонитовой глины в углеводородной жидкости при ликвидации прорывов воды без снижения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти в широком интервале пластовых температур.

Технический результат достигается тем, что в высушенная исходная бентонитовая глина дополнительно содержит электролит (например, хлористый натрий) и гидрофобный наполнитель (например, модифицированные аэросил, белая сажа и т.п.) в следующем массовом соотношении, %:
- бентонитовая глина 0,1-75,0;
- гидрофобный наполнитель 0,1 - 75,0;
- электролит 1,0 - 20,0;
- углеводородная жидкость остальное.

Концентрационные пределы состава и его количество подбирается в зависимости от вида осложнения в скважине, пористости, проницаемости пласта, дебита и степени обводненности. Перед использованием в скважине подбирается необходимый объем бентонитовой глины, гидрофобного наполнителя и электролита. Данный состав тщательно перемешивается, при необходимости производится дополнительный помол и в углеводородной жидкости закачивается в пласт. В качестве углеводородной жидкости может служить: нестабильный бензин, дизельное топливо, гексан, нефть и т.п.

Введение в бентонитовую глину электролита позволяет перевести кристаллическое набухание глины в осмотическое. Как известно, осмотическое набухание по сравнению с кристаллическим приводит к значительно большему увеличению общего объема. Так, натриевый монтмориллонит при кристаллическом набухании адсорбирует 0,5 г воды на 1 г глины и его объем удваивается, а при осмотическом набухании он адсорбирует около 10 г воды на 1 г сухой глины, т.е. его объем возрастает в 20 раз, Д.Р.Грей, Г.С.Г.Дарли, Состав и свойства буровых агентов. - М.: Недра, 1985, с. 151.

Введение в состав гидрофобного наполнителя улучшает гидроизоляционные свойства состава и при этом не ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта по нефти, В.И.Грайфер и др. Новые технологии АО РИТЭК повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. Нефтепромысловое дело N 9-10, 1998 г., стр. 7-8.

Именно данное соотношение компонентов обеспечивает реализацию технического результата.

Примеры конкретного выполнения
Для определения тампонирующей способности предлагаемого состава были проведены лабораторные исследования. Методика исследований была следующей. Через насыпные модели различной проницаемости прокачивались суспензии соляробентонитовой смеси и предлагаемого состава, после чего производилась прокачка воды и нефти при перепаде давления 0,1 МПа. Соляробентонитовая смесь состояла из 50 г бентонита марки А и 200 мл дизельного топлива. Предлагаемый состав содержал 20 г бентонита марки А, 10 г хлористого натрия, 20 г гидрофобного наполнителя и 200 мл дизельного топлива. Данные исследований представлены в таб. 1.

Как видно из таблицы 1, применение предлагаемого состава в сравнении с соляробентонитовой смесью более эффективно.

Для определения водоизолирующей способности предлагаемой смеси были проведены лабораторные исследования фильтрации воды и нефти через насыпные модели проницаемостью 450...500 мДа при различных концентрациях ингредиентов.

Методика испытаний была следующая: были приготовлены образцы с разными концентрациями ингредиентов, каждый из образцов тщательно перемешивался и затворялся в дизельном топливе в количестве 200 мл. После чего приготовленные суспензии прокачивались через насыпные модели. После выдержки в течение 1 часа через насыпные модели прокачивались последовательно вода и нефть при перепаде давления 0,1 МПа. Результаты исследований приведены в табл. 2.

Анализ результатов лабораторных работ показывает, что добавки в бентонитовую глину электролита и гидрофобного наполнителя повышают гидроизоляционную способность предлагаемого состава по сравнению с известными.

Для проверки эффективности данного состава в промысловых условиях была проведена обработка скважины N 1604 на Барсуковском месторождении. Было приготовлено 350 кг состава, содержащего ингредиенты в следующем количестве: 250 кг бентонитовой глины, 50 кг электролита и 50 кг гидрофобного наполнителя. Затем приготовленный состав был размешан в 3 м³ дизельного топлива и закачан в пласт, продавка производилась технической водой в объеме 12 м³. После обработки обводненность скважины снизилась с 95% до 17% при увеличении дебита по нефти с 2,5 т/сут до 8,4 т/сут.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважине на основе суспензии бентонитовой глины в углеводородной жидкости дополнительно содержит электролит и гидрофобный наполнитель в следующем массовом соотношении, %: бентонитовая глина 0,1 - 75,0; гидрофобный наполнитель 0,1 - 75,0; электролит 1,0 - 20,0; углеводородная жидкость остальное. Технический результат - улучшение водоизолирующей способности суспензии бентонитовой глины в углеводородной жидкости при ликвидации прорывов воды без снижения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти в широком интервале пластовых температур. 2 табл.

Состав для изоляции водопритока в скважине на основе суспензии бентонитовой глины в углеводородной жидкости, отличающийся тем, что суспензия дополнительно содержит электролит и гидрофобный наполнитель в следующем массовом соотношении, %:
Бентонитовая глина - 0,1 - 75,0
Гидрофобный наполнитель - 0,1 - 75,0
Электролит - 1,0 - 20,0
Углеводородная жидкость - Остальное