способ изоляции водопритока в нефтяной скважине

Формула изобретения

Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после - глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу ограничения водопритока в нефтяной скважине путем создания водоизолирующих экранов, в частности, в высокопроницаемых водонасыщенных интервалах карбонатного пласта.

Известен способ изоляции водопритока в нефтяной скважине путем одновременной закачки в пласт водных растворов полиакриламида и бихромата калия с лигнином (см. патент РФ 2004772, Е 21 В 33/128, 1993).

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома. (см. авторское свидетельство 1627678 А1, Е 21 В 33/138, опубл. 15.02.1991).

Задачей изобретения является расширение арсенала эффективных средств изоляции водопритока в нефтяной скважине, в частности изоляции высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта.

Техническая задача решается способом изоляции водопритока в нефтяной скважине путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома, предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома.

Решение технической задачи позволяет расширить арсенал эффективных средств изоляции водопритока в скважине, в частности, при изоляции высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта при обеспечении длительности эффекта изоляции.

Вещества, используемые в способе:

- ацетат хрома представляет собой зеленый кристаллический порошок или блестящие кусочки темно-зеленого цвета, растворимые в воде и минеральных кислотах, ТУ 6-09-5380-88;

- бихромат калия выпускают по ГОСТ 4220-75;

- полиакриламид, вещество белого цвета марки, например, alcotorol S-622 РДА-1020 и др.;

- глинистую суспензию готовят с использованием глинопорошка по ТУ 39-08-058, 81, ОСТ 39-202-86;

- жидкий углеводород, в качестве которого используют, например, керосин, солярку.

Данное изобретение иллюстрируют следующие примеры конкретного выполнения. Способ осуществляется в промышленных условиях на ромашкинском месторождении нефти при наличии высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта, температура пласта составляет 20-25^oС.

Пример 1.

Для осуществления способа изоляции водопритока в нефтяной скважине предварительно определяют толщину, проницаемость, приемистость пласта:

толщина 6,2;

проницаемость 0,70/0,30 мкм²;

приемистость 300 м³/сут.

В пласт через нефтяную скважину закачивают 10 м³ жидкого углеводорода - солярки, затем водный раствор полиакриламида 0,2%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - бихроматом калия 0,15%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) в количестве 80 м³, а затем закачивают 100 м³ глинистой суспензии 0,7%-ной концентрации, затем водный раствор полиакриламида 0,2%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - бихроматом калия 0,15%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) 80 ³, причем после каждого введения полиакриламида с бихроматом калия и после введения в пласт глинистой суспензии вводят буферную водную подушку в количестве 10 м³. Объем закачиваемой оторочки составляет 300 м³. Закрывают скважину и выдерживают 72 часа.

Пример 2.

Для осуществления способа изоляции водопритока в нефтяной скважине предварительно определяют толщину, проницаемость, приемистость пласта:

толщина 6,8 м;

проницаемость 0,90/0,30 мкм²;

приемистость 355 м³/сут.

В пласт через нефтяную скважину закачивают 10 м³ жидкого углеводорода - солярки, затем водный раствор полиакриламида 0,125%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - ацетатом хрома 0,17%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) 100 м³, а затем закачивают 100 м³ глинистой суспензии 0,8%-ной концентрации, затем водный раствор полиакриламида 0,125%-ной концентрации совместно с раствором соли трехвалентного хрома - ацетатом хрома 0,17%-ной концентрации (растворы берут в равных объемах) 100 м³, причем после каждого введения полиакриламида с ацетатом хрома и после введения в пласт глинистой суспензии вводят буферную водную подушку в количестве 10 м³.

Объем закачиваемой оторочки составляет 300 м³.

Закрывают скважину и выдерживают 72 часа.

В зависимости от толщины, неоднородности пласта по проницаемости, от нефтенасыщенности пласта выбирают один из вариантов способа изоляции водопритока в нефтяной скважине, которой экономически наиболее целесообразен. Так, например, при малой проницаемости и высоком устьевом давлении используют способ по первому варианту. При высокой проницаемости и низком устьевом давлении используют второй вариант способа. Данные по примерам сведены в таблицу. Способ обеспечивает глубокую изоляцию пласта за счет длительного времени гелеобразования.

Таким образом, заявляемый способ расширяет арсенал эффективных средств изоляции водопритока в нефтяной скважине, в частности, при наличии высокопроницаемых водонасыщенных интервалов карбонатного пласта, обеспечивая высокий уровень дополнительной добычи нефти в течение длительного срока (1-3 года)у