СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 2005 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтедобывающих скважинах с помощью закачки в водоносные зоны кольматирующего, гелеобразующего раствора.

Перспективными направлениями борьбы с обводнением скважин в пластовых залежах является создание искусственного водонепроницаемого экрана, ограничивающего поступление воды в скважину.

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку водного раствора полиакриламида и сшивающего агента (SU №1663182, кл. Е 21 В 33/138, 1989 г.).

Однако этот способ имеет низкую эффективность, связанную с тем, что после подачи сшивающего агента в призабойной зоне не происходит равномерного смешивания с предварительно закаченным водным раствором полиакриламида. В результате прочность и устойчивость созданного водонепроницаемого экрана снижается и он разрушается фильтрующимся потоком минерализованной воды.

Известны способы ограничения водопритоков в скважину с помощью водно-гелевых композиций, в состав которых входят раствор силиката натрия и отвердитель (Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.Н. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с.46-62). Водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем (раствором соляной кислоты), в результате которой образуется кремнезоль.

К недостаткам известного способа относится низкая проникающая способность раствора вглубь пласта из-за быстрой химической реакции агентов, которая приводит к практически мгновенному образованию кремнезоля в зоне контакта с образованием гелевого тампона. Кроме того, образованный кремнезоль растворяется щелочной пластовой водой, что снижает эффективность блокирующего воду экрана.

Прототипом заявляемого изобретения является способ ограничения водопритока в скважину (RU №2158352, кл. Е 21 В 33/138, 43/32, 2000 г.), включающий последовательную порционную закачку в скважину 5-10% кольматирующего гелеобразующего водного раствора на основе жидкого стекла, оттитрованного до pH 9,1-11,4 соляной кислотой.

Недостатком прототипа является низкая эффективность, связанная с преждевременным смешиванием закачиваемых реагентов, малой глубиной проникновения в обрабатываемый водоносный пласт и низкая надежность изоляционного экрана из-за высокой вязкости и плотности гелирующего раствора. Физические характеристики рабочей жидкости не позволяют проникать в пласт со средней и низкой проницаемостью. Для увеличения глубины обработки водоносных пластов требуется повышенное давление, ограниченное давлением гидроразрыва. Кроме того, состав рабочей жидкости не учитывает различного сочетания природных и технологических факторов, что в свою очередь ведет к увеличению повторных обработок скважины. Проблематично использование в качестве растворителя имеющуюся на скважине воду (пресную, слабоминерализованную и минерализованную).

Задачей изобретения является повышение эффективности кольматации обводнившихся прослоев пород в нефтяных пластах с неоднородными фильтрационными свойствами.

Техническим результатом изобретения является селективная обработка обводненных прослоев с широким диапазоном проницаемости и с достижением максимальной глубины проникновения кольматирующего рабочего раствора в водоносные интервалы за счет возможности регулирования времени гелеобразования рабочего раствора, а также снижение периодичности повторных обработок скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в способе снижения обводненности продукции в нефтяной скважине путем порционной закачки в пласт кольматирующего гелеобразующего водного раствора жидкого стекла согласно изобретению каждую последующую порцию кольматирующего гелеобразующего водного раствора разбавляют по отношению к предыдущей в 1,05-1,5 раза, кроме того, в состав водного раствора дополнительно вводят отвердитель - кремнефтористый натрий и сшивающий агент - надсернокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, вес.%:

9%-ный раствор жидкого стекла 10-65;

кремнефтористый натрий 0,512-1,0;

надсернокислый аммоний 1,15-6,5;

Вода остальное.

Преимущественно закачивают кольматирующий гелеобразующий раствор двумя-пятью порциями, при этом каждую последующую порцию раствора закачивают с повышением давления на устье скважины от 25 до 85% от давления гидроразрыва. Величина давления на устье скважины при закачке кольматирующего гелеобразующего раствора должна быть обратно пропорциональна концентрации раствора и скорости его закачки.

После закачки кольматирующего гелеобразующего раствора в пласт закачивают продавочную жидкость, вязкость и плотность которой меньше, чем у пластовой воды и самого кольматирующего раствора.

Введение кремнефтористого натрия и надсернокислого аммония в водный раствор жидкого стекла в указанных соотношениях позволяет регулировать время гелеобразования от 8 до 150 часов, что обеспечивает создание гелеобразующего экрана в удаленных от ствола скважины частях пласта. Кремнефтористый натрий в сочетании с надсернокислым аммонием и раствором жидкого стекла создают условия, при которых реакция взаимодействия реагентов происходит в обводненных прослоях, в результате чего в поровом пространстве пород образуется твердый осадок окиси кремния, который не растворяется ни нефтью, ни пластовой водой. Если соотношение компонентов будет меньше заявленного, то сроки гелеобразования будут растянуты больше чем на 150 часов, что технологически и экономически нецелесообразно, а если больше, то время гелеобразования резко сократится, что может повлечь образование преждевременного гелевого осадка непосредственно в скважинном оборудовании.

Первая порция кольматирующего гелеобразующего раствора должна быть с повышенной плотностью и вязкостью и ее закачивают в породу с наибольшей проницаемостью. Это обусловлено тем, что при первичной закачке в пласт раствора с повышенной плотностью и вязкостью происходит блокирование наиболее проницаемых обведших пород. Плотность и вязкость каждой последующей порции необходимо уменьшать по сравнению с предыдущей. Уменьшение плотности и вязкости дает возможность проникновению раствора в менее проницаемые разности после заполнения раствором более проницаемых. При разбавлении кольматирующего раствора меньше чем на 1,05 не позволит заполнять менее проницаемые прослои пород, т.к. кольматирующий раствор для этого будет очень вязким, а при разбавлении более чем в 1,5 раза раствор, наоборот, будет очень текучим и не сможет задерживаться даже в мелких порах породы. Снижение давления на устье скважины меньше 25% от давления гидроразрыва не позволит продавить кольматирующий раствор в пласт, а превышение давления выше чем 85% от давления гидроразрыва опасно, т.к. может привести к гидроразрыву пласта.

Обратно пропорциональная зависимость давления закачки от концентрации кольматирующего гелеобразующего раствора и скорости закачки обеспечивает условия более полного проникновения раствора в обводненные породы, создавая благоприятные условия для снижения обводненности продукции скважины.

Количество закачиваемых порций в скважину не должно быть меньше двух, т.к. в этом случае не будет обеспечено блокирование менее проницаемых разностей пород, а увеличение количества порций более чем в пять раз - нецелесообразно.

Преимуществом заявляемого способа является то, что для приготовления раствора и его разбавления может применяться пластовая и сточная вода.

Реализация способа осуществляется следующим образом.

Данный способ преимущественно применяют на поздних стадиях разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными по проницаемости пород коллекторами. В технологический процесс обработки обводненных скважин входят операции выбора пласта, подготовительные работы, обработка пласта и заключительные работы.

При выборе пласта оценивают местоположение и количество обводненных прослоев и текущее пластовое давление. Процесс подготовки по обработке пласта начинают с детального анализа накопленного по скважине геолого-геофизического материала, что позволяет выбрать корректную технологию процесса обработки пласта, правильно спроектировать отдельные операции, составить рецептуру изолирующего гелеобразного водного раствора. Все скважины, намеченные для проведения описываемых работ, предварительно исследуют методами ГИС, а также определяют пластовое и забойное давления, дебит скважины, процент содержания воды в нефти.

Для физико-химических процессов, выполняющихся в пласте, требуется установить жесткие нормы чистоты. Для достижения чистоты в скважине производится прямая промывка на форсированных и замедленных режимах. После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 75 или 100 мм.

В зависимости от глубины скважины, диаметра эксплуатационной колонны, мощности и глубины залегания обрабатываемого объекта, промысловых данных о пластовых давлениях, величины приемистости скважины определяют тип изолирующего водного раствора, его вязкость и плотность.

Пример

Эффективность предлагаемого способа была проведена в лабораторных условиях на образцах керна, отобранного из продуктивных пластов-коллекторов Самотлорского и Ковыктинского месторождений.

Изолирующий водный раствор применяли свежеприготовленным. Готовили отвердитель - для этого 82,2 г (6,4 вес.%) надсернокислого аммония растворяли в 513 г воды (39,95 вес.%) и добавляли 9,0 г (0,7 вес.%) кремнефтористого натрия. Полученный раствор смешивали с 680 г (52,95 вес.%) основы - 9%-ным водным раствором жидкого стекла. Полученный раствор образует кольматирующий гелеобразующий раствор с плотностью 1285 кг/м³ и вязкостью 3 мПа* с.

Эксперимент по насыщению 6 образцов проводился разными по плотности растворами.

Предварительно обрабатывали образцы с наибольшей пористостью 1251,5 мД и 843,6 мД. Через трое суток выдержки коэффициент проницаемости стал 46,9 мД и 75,1 мД соответственно. Образцы с меньшей проницаемостью 275,4 мД и 223,4 мД насыщали кольматирующим гелеобразующим раствором, разбавленным на 1,1 от первоначальной плотности, вязкость которого 2 мПа*с. После 3-х суток выдержки коэффициент проницаемости составил 226,3 и 28,8 мД. Образцы с проницаемостью 180,6 мД и 199,9 мД насыщали раствором с плотностью и вязкостью, уменьшенной в 1,13 раза по сравнению с первоначальной - вязкостью 1 мПа* с. После 3-х суток выдержки коэффициент пористости составил 84,7 и 26,4 мД.

На основании примера можно сделать вывод, что образцы с большей проницаемостью эффективнее обрабатываются раствором с большей вязкостью и плотностью, с меньшей проницаемостью - с пониженной плотностью и вязкостью.

Результаты опытов приведены в таблице.

Таблица 1МесторождениеНомер образцаПлотность раствора Кг/м³Вязкость раствора мПа* сК_пр, мДK_пр1, мД 3 суток выдержкиСамотлорское21969128531251,146,9Самотлорское2197312853843,675,1Самотлорское2197512082275,4226,3Ковыктинское2174611331199,926,4Ковыктинское571111331180,684,7

Предлагаемый способ снижения обводненности продукции в нефтяной скважине находится на стадии опытно-лабораторных испытаний.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтедобывающих скважинах с помощью закачки в водоносные зоны кольматирующего, гелеобразующего раствора. Технический результат - повышение эффективности кольматации обводнившихся прослоев пород в нефтяных пластах с неоднородными фильтрационными свойствами. В способе снижения обводненности продукции в нефтяной скважине путем порционной закачки в пласт кольматирующего гелеобразующего водного раствора жидкого стекла согласно изобретению каждую последующую порцию кольматирующего гелеобразующего водного раствора разбавляют по отношению к предыдущей в 1,05-1,5 раза, кроме того, в состав водного раствора дополнительно вводят отвердитель - кремнефтористый натрий и сшивающий агент - надсернокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, в вес.%: 9 %-ный раствор жидкого стекла 10 - 65; кремнефтористый натрий 0,512-1,0; надсернокислый аммоний 1,15-6,5; вода остальное. Количество порций закачки кольматирующего гелеобразующего раствора составляет от 2 до 5. Причем каждую последующую порцию кольматирующего гелеобразующего раствора закачивают в скважину с повышением давления на устье скважины от 25 до 85% от давления гидроразрыва, а величина давления на устье скважины при закачке кольматирующего гелеобразующего раствора обратно пропорциональна концентрации раствора и скорости его закачки. После закачки кольматирующего гелеобразующего раствора в пласт закачивают продавочную жидкость с вязкостью и плотностью меньше, чем у пластовой воды и самого кольматирующего раствора. 4 з.п.ф-лы., 1 табл.

1. Способ снижения обводненности продукции в нефтяной скважине путем порционной закачки в пласт кольматирующего гелеобразующего водного раствора жидкого стекла, отличающийся тем, что каждую последующую порцию кольматирующего гелеобразующего водного раствора разбавляют по отношению к предыдущей в 1,05-1,5 раза, кроме того, в состав водного раствора дополнительно вводят отвердитель - кремнефтористый натрий - и надсерно-кислый аммоний при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Основа - 9 %-ный раствор жидкого стекла 10-65

кремнефтористый натрий 0,512-1,0

надсерно-кислый аммоний 1,15-6,5

вода остальное,