СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2001 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в добывающие скважины и регулирования проницаемости пласта.

Известны способы изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта, основанные на применении смол, осадков и гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла, различных водорастворимых полимеров, щелочных реагентов и т.д. (Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. "Щелочное заводнение". М. Недра, 1989 г., - 160 с., Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. "Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах". М. Недра, 1966 г., - 164 с.).

Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ изоляции флюидопроводящих каналов скважин, сущность которого заключается в последовательной закачке первой рабочей жидкости, содержащей полиакриламид (ПАА) и щелочной реагент, буферной жидкости, представляющей собой раствор ПАА, и второй рабочей жидкости, содержащей ПАА и азотокислый марганец или отходы гальванического производства (А.с. СССР N 1797645, E 21 B 33/138, 1991 г.).

Недостатками его являются высокая токсичность компонентов, недостаточная эффективность и невозможность применения на месторождениях с высокоминерализованными водами.

Имеется проблема повышения эффективности методов регулирования проницаемости пласта и борьбы с водопритоками в добывающих скважинах на месторождениях с высокоминерализованными закачиваемыми и пластовыми водами, а также поиска путей применения известных гелеобразующих составов, чувствительных к минерализации, на месторождениях с высокоминерализованными водами.

Поставленная проблема решается заявляемым способом изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта, сущность которого состоит в том, что в скважину закачивают последовательно буфер пресной воды, первую рабочую жидкость, вторую рабочую жидкость, буфер пресной воды и затем продавливают водой в пласт. После этого закачку воды в скважину останавливают на время, необходимое для схватывания гелеообразующего состава (образования геля), и затем пускают в работу при пониженном расходе на время, необходимое для упрочнения геля, после чего переходят на обычный режим работы скважины. Вторая рабочая жидкость представляет собой гелеобразующий состав, неустойчивый в присутствии минерализованных вод. Первую рабочую жидкость получают разбавлением пресной водой в 2-10 раз второй рабочей жидкости.

Назначение закачки буфера пресной воды заключается в предупреждении преждевременного осадка и гелеобразования в стволе скважины. Первая рабочая жидкость предотвращает преждевременное гелеообразование в призабойной зоне пласта, временно блокирует малопроницаемые пропластки и создает условия для формирования качественного геля. Вторая рабочая жидкость через определенное время образует в пласте гель, прекращающий фильтрацию воды через обводненные высокопроницаемые каналы и пропластки. Совместное действие буфера пресной воды и первой рабочей жидкости позволяет применять гелеообразующие составы, чувствительные к минерализаованной воде, на месторождениях с высокоминерализованными водами.

Образование в высокопроницаемых водопроводящих зонах и пропластиках гелей способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции и уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.

Способ изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами и минерализованными водами.

Эффективность способа иллюстрируется ниже приведенными примерами.

Пример 1.

Способ применили для обработки очага нагнетательной скважины N 6946 Арланского месторождения, включающего 4 добывающих скважины. Данные скважины эксплуатируют продуктивный терригенный пласт С2 нижнего карбона. Пласт С2 имеет нефтенасыщенную толщину 5 м, средние пористость и проницаемость 19,3% и 0,4 мкм² соответственно. Вязкость нефти в пластовых условиях 20 МПа·с, плотность закачиваемой воды 1140 кг/м³. Средняя приемистость скв. 6946 до обработки составляла 1600 м³/сутки при давлении нагнетания 13,4 МПа. Обводненность добываемой нефти по скважинам участка составляла 96-100%. Средний уровень обводненности добываемой нефти по участку составлял 96,6%.

В скв. 6946 последовательно закачивали буфер пресной воды в количестве 18 м³, первую рабочую жидкость в количестве 90 м³, вторую рабочую жидкость в количестве 242 м³, буфер пресной воды в количестве 18 м³ и продавливали в пласт 60 м³ закачиваемой воды. Состав второй рабочей жидкости был следующий: силикат натрия (модуль 2,5-2,6) - 6 мас.%, хлористый водород - 1,5 мас.%, полиакриламид - 0,06 мас.%. Первая рабочая жидкость получена разбавлением пресной водой в 10 раз второй рабочей жидкости. Затем скважина была остановлена на 3 суток, после чего в течение 7 суток закачивали сточную воду при давлении 6,0 МПа и расходе воды 380 м³/сутки. В дальнейшем перешли на исходный режим работы нагнетательной скважины.

В результате воздействия приемистость нагнетательной скважины снизилась на 6%, дебит добывающих скважин практически не изменился. Обводненность добываемой нефти уменьшалась в отдельные месяцы на 5-11%. Продолжительность воздействия составила 7 месяцев. Дополнительно было добыто 1070 т нефти, снижение попутнодобываемой воды составило 49700 м³.

Пример 2
Способ применили для обработки очага нагнетательной скважины N 1300 Николо-Березовской площади Арланского месторождения, включающего 5 добывающих скважин. Данные скважины эксплуатируют продуктивный терригенный пласт С2 нижнего карбона. Пласт С2 имеет нефтенасыщенную толщину 6 м, средние пористость и проницаемость 19,3% и 0,4 мкм² соответственно. Вязкость нефти в пластовых условиях 20 МПа·с, плотность закачиваемой воды 1101 кг/м³. Средняя приемистость скв. 1300 до обработки составляла 960 м³/сутки при давлении нагнетания 12,6 МПа. Обводненность добываемой нефти по скважинам участка составляла 94.5-100%. Средний уровень обводненности добываемой нефти по участку составлял 96,2%.

В скв. 1300 последовательно закачивали буфер пресной воды в количестве 48,5 м³, первую рабочую жидкость в количестве 90 м³, вторую рабочую жидкость в количестве 166 м³, буфер пресной воды в количестве 70 м³ и продавливали в пласт 90 м³ закачиваемой воды. Состав второй рабочей жидкости был следующий: силикат натрия (модуль 2,5-2,6) - 6 мас.%, хлористый водород - 1,5 мас.%, полиакриламид - 0,06 мас.%. Первая рабочая жидкость получена разбавлением пресной водой в 2 раза второй рабочей жидкости. Затем скважина была остановлена на 4 суток, после чего в течение 7 суток закачивали сточную воду при давлении 8,4 МПа и расходе воды 480 м³/сутки. В дальнейшем перешли на исходный режим работы нагнетательной скважины.

В результате воздействия приемистость нагнетательной скважины снизилась на 15%, пьезопроводность пласта уменьшилась на 31%, дебит добывающих скважин практически не изменился. Обводненность добываемой нефти уменьшалась в отдельные месяцы на 4-10%. Продолжительность воздействия составила 9 месяцев. Дополнительно было добыто 4560 т нефти, снижение попутнодобываемой воды составило 53800 м³.

Таким образом, применение заявляемого способа в нефтедобывающей промышленности позволяет:
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов месторождений с минерализованными водами;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- улучшить охрану окружающей среды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков к добывающим скважинам и регулирования проницаемости пласта. Способ заключается в том, что в скважину закачивают последовательно буфер пресной воды, первую рабочую жидкость, вторую рабочую жидкость, буфер пресной воды и продавливают водой в пласт. После этого закачку воды в скважину останавливают на время, необходимое для схватывания гелеобразующего состава (образования геля), и затем пускают в работу при пониженном расходе на время, необходимое для упрочнения геля, после чего переходят на обычный режим работы скважины. Вторая рабочая жидкость представляет собой гелеобразующий состав, неустойчивый в присутствии минерализованных вод. Первую рабочую жидкость получают разбавлением пресной водой в 2 - 10 раз второй рабочей жидкости. Технический результат - повышение эффективности извлечения нефти из неоднородных коллекторов месторождений с минерализованными водами, уменьшение обводненности добываемой продукции и непроизводительной закачки воды, улучшение охраны окружающей среды. 2 з.п.ф-лы.

1. Способ изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта, включающий закачивание в пласт рабочих и буферных жидкостей, отличающийся тем, что последовательно закачивают буфер пресной воды, первую рабочую жидкость, вторую рабочую жидкость, буфер пресной воды, продавливают водой в пласт и останавливают скважину на время, необходимое для схватывания второй рабочей жидкости, причем в качестве первой рабочей жидкости используют разбавленную в 2 - 10 раз вторую рабочую жидкость. 2. Способ изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта по п. 1, отличающийся тем, что в качестве второй рабочей жидкости используют гелеобразующие композиции на основе жидкого стекла и/или полиакриламида. 3. Способ изоляции водопритоков и регулирования проницаемости пласта по п. 1, отличающийся тем, что скважину пускают в работу при пониженном расходе на время, необходимое для упрочнения геля, после чего переходят на обычный режим работы скважины.