Способ изоляции обводненного пласта Советский патент 1993 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для ограничения водопритоков в скважинах.

Цель изобретения - повышение надежности изоляции за счет возможности обеспечения предварительной модификации поверхности пор обводненного пласта.

Введение регулятора (замедлителя) отверждения по заливочным трубам в затруб- ное пространство способствует созданию гомогенной системы, особенно при высокой забойной температуре. Кроме того, при закачке первой пачки в пласт, регулируя давлением закачки растворителя или же расходом первой пачки состава по НКТ, можно в пределах времени закачки первой пачки менять соотношение: состав - растворитель, Если в начале подачи первой пачки несколько увеличить расход растворителя, то в этом случае будет происходить одновременно и очистка поровых каналов, что облегчает закачку реагента.

Предварительная закачка кислоты, ре-. гулятора отверждения - растворителя, первой порции остаточного водоизолирующего

00

о

00 Ю

00

состава (1/4-1/5 его объема), затем второй порции состава (оставшийся объем) обеспечивают модификацию компонентами состава поверхности частиц породы, в результате чего исключается преждевременное гелеоб- разование за счет щелочности породы, причем при прохождении второй порции состава практически отсутствуют сорбцион- ное и химическое взаимодействия с породой, что обеспечивает глубокое проникновение состава в пласт.

Пример, Используемые в опытах реагенты: полифункциональные алкоксисо- держащие кремнийорганические соединения (КОС), а именно кремнийорганические эфиры - тетраэтоксисилан (ТЭОС), этилси- ликат-32 (ЭС-32), этилсиликат-40 (ЭС-40), хлориды поливалентных металлов: T1CI4, SnCU, , растворители: этанол, толуол, ацетон, легкая нефть, кислота соляная 22%- ная ингибированная.

Скважина-добывающая нефтяная, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, вскрытый по всей толщине. Кровля пласта расположена на глубине 2020 м. В эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спущены насосно-компрессорные (НКТ) трубы диаметром 73 мм и длиной 2000 м. Пластовая температура 75°С, пластовое давление 19 МПа. Приемистость пласта составляет 300 м3 при давлении 12 МПа.

С целью изоляции воды в пласте необходимо в приствольной зоне скважины создать изолирующий экран протяженностью 1 м. Расчетный объём водоизолирующего состава(V0)составит

V0 (R2-) h m, м(1) где г - радиус ствола скважины, м;

R - радиус изоляционного экрана, Р г + 1, м;

h - толщина пласта, м;

m - пористость породы пласта, относит, ед.

Для данного примера г 0,1; R 1,1 м; h 10 м; m 0,25. Подставляя эти значения в формулу (1), находим /0, что составляет «10 м3.

В качестве водоизолирующего реагента взят состав при следующем соотношении компонентов, мае. %:

Этилсиликэт-3240,0

TICI40,5

Пластовая вода59,5

В качестве разделительной буферной жидкости используется пластовая вода данного месторождения. Закачка жидкости при проведении работ осуществляется двумя агрегатами ЦА-32ПМ.

Обработка скважины производится следующим образом.

Первоначально скважина заполнена жидкостью (водой). При открытой задвижке

затрубного пространства в НКТ закачивается кислота (5 м3 22%-ного раствора HCI), затем буферная жидкость (пластовая вода) в количестве, равном объему эксплуатационной колонны между низом НКТ и подошвой

0 обводненного пласта (hi 10 30 м)

Убуф1 ягг2 0,5м3 (2)

Следом за первой пачкой буферной

жидкости в НКТ закачивается растворитель

- легкая безводная нефть. Растворитель

5 взят в количестве, равном 1/4 V0, т.е. Vp 2,5 м , В данном случае соотношение объема растворителя и первой пачки тампонаж- ного материала взято 1:1. Затем закачивается вторая разделительная пачка

0 жидкости (Убуф2 2 м3), вслед за которой закачивается первая пачка тампонажного состава (Vi) в количестве 1 /4 от общего объема (V0), т.е. Vi 2,5 м3. Затем - третья пачка разделительной буферной жидкости - пла5 стовая вода (/буфз 4 м3) и остальной объем приготовленного тампонаж ного состава (Va V0 - Vi 7,5 м3).

При этом, как только кислота доходит до башмака НКТ, закрывается задвижка за0 трубного пространства и кислота продавливается в пласт, растворитель достигает башмака НКТ, когда, согласно расчету, задвижка вновь открывается и растворитель поднимается в затрубное пространство, по5 еле чего задвижка закрывается. В дальнейшем расход жидкости при подаче в НКТ должен быть таким, чтобы поддерживать давление в затрубном пространстве на устье не менее 2 МПа. После достижения баш0 мака НКТ первой пачки водоизолирующего состава задвижка затрубного пространства опять открывается, а второй агрегат начинает закачку растворителя, причем расходы агрегатов, качающих в НКТ и затрубное

5 пространство, равны. (Если отношение растворителя к тампонажному составу берется больше 1, то и расход через затрубное пространство должно быть во столько же раз больше расхода через НКТ),

0 Смешивание тампонажного состава (Vi) с растворителем происходит на забое в турбулентном режиме при пластовой температуре. После закачки в пласт образовавшегося раствора задвижка закры5 вается. После того, как в НКТ последова тельно будут закачаны Увуф2, VL Уг,уфз и Va, все продавливается в пласт продавочной жидкостью, которой может быть пластовая вода, в количестве VHKT + Убуф1 6,6 + - 7,1 м . После завершения всех операций

скважину оставляют на ОЗС при давлении равном давлению в конце закачки, Обводненный пласт прочно запечатывается, обес- печивая надежность проведённых водоизоляционных работ,

Таким образом, в заявляемом способе растворитель вводится в состав на забое скважины путем параллельной закачки, Благодаря этому достигается лучшая по сравнению с прототипом однородность смеси (за счет действия повышенных температуры и давления). При этом имеется возможность гибкого реагирования на возможные осложнения при проведении закачки в пласт (неожиданный рост давления и его падение).

Предварительная модификация поверхности пор пласта повышает степень закупорки пор за счет создания прочной непроницаемой пленки, а предложенная технология раздельного введения в пласт водоизолирующего состава обеспечивает надежную изоляцию обводненных пластов, повышая тем самым нефтеотдачу в процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений.

Формула изобретения 1. Способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку водоизолирующего состава, содержащего полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение, хлорид поливалентного металла и регулятор отверждения, поддержание противодавления и выдержку на время коагуляции, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности изоляции за счет возможности обеспечения предварительной модификации поверхности пор обводненного пласта, перед закачкой водоизолирующего состава осуществляют

обработку пласта соляной кислотой до выравнивания кислотности пласта с кислотностью состава, в водоизолирующий состав дополнительно вводят воду, а закачку водоизолирующего состава осуществляют путем последовательно-раздельного введения в пласт, после обработки его соляной кислотой, регулятора отверждения и остаточного водоизолирующего состава, который вводят двумя пачками, причем объем регулятора отверждения составляет 1-5 объемов первой пачки остаточного водоизолирующего состава, объем которой составляет 1/4-1/5 от общего объема состава, а после обработки соляной кислотой введения регулятора отверждения и каждой закачиваемой пачки остаточного водоизолирующего состава закачивают разделительную жидкость, при этом компоненты остаточного водоизолирующего состава используют при следующем их соотношении, мас.%:

Полифункциональное

алкоксисодержащее

кремнийорганическое

соединение9,0-66,7

Хлорид поливалентного

металла 0,3-1,0

Вода. 33,0-90,0.

2. Способ поп, 1, отличающийся тем, что в качестве полифункционального алкоксисодержащего кремнийорганическо- го соединения используют тетраэтоксиси- лан или этилсиликат-32 или этилсиликат-40.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве регулятора отверждения используют этанол или толуол, или ацетон, или легкую нефть,

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют ингибированную соля- ную кислоту с концентрацией до 22%.

Использование: ремонт нефтяных и га зовых скважин. Сущность изобретения: осуществляют обработку пласта соляной кислотой до выравнивания кислотности пласта с кислотностью состава. Закачивают водоизолирующий состав двумя пачками путем последовательно-раздельного введения в пласт регулятора отверждения и остаточного водоизолирующего состава. В качестве регулятора отверждения используют этанол или толуол, или ацетон, или легкую нефть, В качестве остаточного водоизолирующего состава используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение 9,0-66,7; хлорид поливалентного металла 0,3-1,0; вода 33,0-90,0. Объем первой пачки регулятора отверждения составляет 1-5 объемов первой пачки остаточного водоизолирующего состава, объем которого составляет 1/4-1/5 от его общего объема. Оставшийся объем закачивают в виде второй пачки. Затем закачивают раздели- тельную жидкость, Поддерживают противодавление. Выдерживают на время, коагуляции. 3 з.п.ф-лы, 1 табл.

Влияние компонентов водоизолирующего состава на время гелеобразования