СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам добычи нефти и газа из буровых скважин.

Известен способ разработки нефтяного пласта закачкой состава, состоящего из глинопорошка, полиоксиэтилена и воды, закупоривающего высокопроницаемые зоны (А.С. СССР, N 1677276, МКИ E 21 B 43/22, 1991 г.).

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за ограниченной фильтруемости состава в пористую среду и низкого остаточного фактора фильтрационного сопротивления.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ выравнивания профиля приемистости (Патент РФ N 2093673, МКИ E 21 B 43/32, 1997 г.), заключающийся в закачке в пласт через гидроактиватор растворов хлорида кальция и сернокислого алюминия, с последующей дополнительной закачкой щелочного раствора. При взаимодействии хлорида кальция и сернокислого алюминия образуется мелкодисперсный осадок - сернокислый кальций. Добавление щелочного раствора инициирует выпадение гелеобразного вторичного осадка - гидроокиси алюминия, предотвращающего вымывание мелкодисперсного сернокислого кальция.

Недостатком данного способа является то, что образование сернокислого кальция и гидроокиси алюминия начинает происходить в начальный момент времени закачки растворов в пласт, т.е. непосредственно в стволе нагнетательной скважины и прискважинной зоне, что снижает глубину проникновения дисперсных частиц в пористую среду. Несмотря на высокий остаточный фактор фильтрационного сопротивления гидроокиси алюминия данное обстоятельство существенно снижает эффективность способа из-за ограниченной протяженности установленного изоляционного экрана.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтегазоотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет увеличения протяженности изоляционного экрана при повышении глубины проникновения дисперсных частиц в пористую среду и за счет закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем закачку в пласт водных растворов хлористого кальция, сернокислого алюминия и щелочного раствора, согласно изобретению, сначала закачивают смесь растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель pH смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный "буфер", раствор хлористого кальция и снова водный "буфер".

В качестве щелочного раствора можно использовать растворы кальцинированной соды, бикарбоната натрия, гидроокиси натрия и калия. В качестве водного "буфера" можно использовать любую воду, без ограничений по минерализации.

В таблице приведены сравнительные данные по изоляционной способности предлагаемого способа.

Исходные растворы щелочи, сернокислого алюминия и хлористого кальция готовят с заданной, в зависимости от проницаемости изолируемого коллектора концентрацией.

При осуществлении предлагаемого способа применяют растворы, имеющие концентрацию от 2,5 - 10 мас.%, вязкость от 0,2 до 1,2 Па•с, плотность 1020-1200 кг/м³.

Для изоляции пластов, имеющих проницаемость не более 100 - 200•10^-15 м², используют растворы с небольшим содержанием солей: 2,5-5,0 мас.%.

Для изоляции пластов, имеющих проницаемость более 200•10^-15 м² - растворы с концентрацией солей 6,0 - 10,0 мас.%.

При постепенном смешивании растворов сернокислого алюминия и щелочи, при показателе pH смеси 3,8, смесь представляет собой истинный раствор, осадок не выпадает, так как в этот момент все вещества находятся в диссоциированном состоянии в виде ионов. При показателе pH смеси 3,7 концентрация щелочи в смеси с сернокислым алюминием меньше, следовательно и объем выпавшего осадка становится также меньше. Повышение концентрации щелочи, при показателе смеси pH 3,9 приводит к тому, что осадок начинает выпадать уже в процессе смешения этих растворов. Поэтому, согласно предлагаемого изобретения, в пласт закачивают раствор с показателем pH 3,8.

Для того, чтобы предотвратить выпадение осадка в прискважинной зоне, вслед за смесью растворов сернокислого алюминия и щелочи осуществляют последовательную закачку в пласт водного "буфера", раствора хлористого кальция и снова водного "буфера".

Так как процесс вытеснения в пористой среде одного раствора другим носит не поршневой, а смешивающийся характер, по мере закачки раствора хлористого кальция, за счет растворения водного "буфера", на определенном расстоянии от забоя нагнетательной скважины произойдет контакт растворов сернокислого алюминия и щелочи с раствором хлористого кальция, в результате чего химическое равновесие системы нарушается и происходит быстрое выпадение осадков в виде нерастворимых в воде солей. В случае использования в качестве щелочи раствора кальцинированной соды [Na₂CO₃] процесс тройного осадкообразования можно описать следующими уравнениями реакций:



Для замедления образования осадков CaCO₃ и CaSO₄ в раствор солей можно вводить ингибиторы, связывающие катионы кальция, карбоксилсодержащие комплексоны или полифосфаты.

Для определения эффективности заявляемого способа в сравнении с прототипом, использовали линейные модели пласта (керны) длиной 1 м и диаметром 0,03 м различной проницаемости. В качестве пористой среды использовался кварцевый песок.

В начале экспериментов определялась проницаемость кернов по воде. Затем водные растворы сернокислого алюминия и кальцинированной соды смешивались до показателя pH смеси 3,7; затем 3,8 и 3,9 и закачивались в пористую среду. Далее в керн закачивался водный "буфер" с последующей закачкой водного раствора хлористого кальция и затем водного "буфера" (см. таблицу). После выстойки в течение 24 часов, определялась проницаемость кернов по воде.

Пример 2 (по предлагаемому способу).

Определили исходную проницаемость керна по воде. Она была равна 190•10^-15 м³. Затем водные растворы сернокислого алюминия с концентрацией 5,0 мас. % и кальцинированной соды с концентрацией 5,0 мас.% смешали до показателя pH смеси 3,7 и закачали в пористую среду. Далее в керн закачали водный "буфер", а за ним - водный раствор хлористого кальция с концентрацией 5,0 мас. % и снова водный "буфер". После выстойки в течение 24 часов, определяли проницаемость кернов по воде. Она была равна 121,6. Процент изоляции составил 64. Протяженность изоляционного экрана - 78 мм. Глубина начала образования изоляционного экрана от торца керна - 96 мм.

Пример 6 (по предлагаемому способу).

Определили исходную проницаемость керна по воде. Она была равна 185•10^-15 м². Затем водные растворы сернокислого алюминия с концентрацией 5,0 мас. % и кальцинированной соды с концентрацией 5,0 мас.% смешали до показателя pH смеси 3,8 и закачали в пористую среду. Далее в керн закачали водный "буфер", а за ним - водный раствор хлористого кальция с концентрацией 5,0 мас. % и снова водный "буфер". После выстойки в течение 24 часов, определили проницаемость кернов по воде. Она была равна 0. Процент изоляции был равен 100. Протяженность изоляционного экрана - 136 мм. Глубина начала образования изоляционного экрана от торца керна - 107 мм.

Пример 10 (по предлагаемому способу).

Определили исходную проницаемость керна по воде. Она была равна 178•10^-15 м². Затем водные растворы сернокислого алюминия с концентрацией 5,0 мас. % и кальцинированной соды с концентрацией 5,0 мас.% смешали до показателя pH смеси 3,9 и закачали в пористую среду. Далее в керн закачали водный "буфер", а за ним - водный раствор хлористого кальция с концентрацией 5,0 мас. % и снова водный "буфер". После выстойки в течение 24 часов, определили проницаемость кернов по воде. Она была равна 106,8. Процент изоляции составил 60. Протяженность изоляционного экрана - 47 мм. Глубина начала образования изоляционного экрана от торца керна - 11 мм.

По величинам протяженности изоляционного экрана, глубины начала его образования и процента изоляции судили о качестве изоляции. Первые два параметра определялись при разрушении кернов.

Экспериментальные данные приведены в таблице.

Из данных таблицы видно, что протяженность изоляционного экрана в предлагаемом способе в сравнении с прототипом в среднем больше в 3,4 раза, глубина начала его образования больше в среднем в 12 раз и процент изоляции - в 2,2 раза.

Пример реализации способа.

Перед проведением изоляционных работ на скважине проводят комплекс исследований: гидродинамических и исследований по определению профиля приемистости.

В процессе гидродинамических исследований определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки, с последующим расчетом проницаемости.

Далее, любым известным способом (расходометрия, термометрия и т.д.) определяют профиль приемистости, по которому оценивают интервал поглощения и интенсивность поглощения жидкости в этом интервале.

Исходя из определенной проницаемости выбирают концентрацию растворов, необходимую для создания изолирующего экрана.

Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники.

На первом этапе работ в различных емкостях приготавливают расчетное количество растворов кальцинированной соды, хлористого кальция и сернокислого алюминия, заданной, в зависимости от проницаемости изолируемого коллектора, концентрации.

Затем в емкость с раствором сернокислого алюминия постепенно добавляют раствор кальцинированной соды с одновременным замером любым известным способом показателя pH смеси. Как только показатель pH смеси станет равным 3,8, смешение прекращают и насосным агрегатом закачивают полученный раствор в пласт и продавливают расчетным объемом водного "буфера". Далее, осуществляют закачку в пласт раствора хлористого кальция с последующей продавкой расчетным количеством водного "буфера", после чего оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов.

После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.

Реализация предлагаемого способа позволит за счет создания более протяженного изоляционного экрана существенно повлиять на перераспределение потоков флюида в удаленных зонах пласта и вовлечь в процесс разработки "застойные" зоны коллектора, а следовательно, повысить нефтегазоотдачу и снизить обводненность добываемой продукции. Кроме того, за счет увеличения охвата закупоркой флюидопроводящих каналов в удаленных зонах пласта продолжительность эффекта от воздействия так же существенно увеличивается.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам добычи нефти и газа из буровых скважин. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины включает закачку в пласт водных растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель рН смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный "буфер", раствор хлористого кальция и снова водный "буфер". Технический результат - повышение нефтегазоотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет увеличения протяженности изоляционного экрана при повышении глубины проникновения дисперсных частиц в пористую среду, за счет закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон пласта. 1 табл.

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт водных растворов хлористого кальция, сернокислого алюминия и щелочного раствора, отличающийся тем, что сначала закачивают смесь растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель pH смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный "буфер", раствор хлористого кальция и снова водный "буфер".