способ изоляции водопритока в скважине

Формула изобретения

1. Способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени, отличающийся тем, что концентрация суспензии равна 21-50 мас. %, в качестве полимера используют полиакриламид и/или его производные, поливиниловый спирт и/или его производные, карбоксиметилцеллюлозу и/или ее производные, создают повышенное давление и выдержку под этим давлением.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в скважину закачивают 0,5-4,0 м³ суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости на каждый погонный метр эффективной мощности пласта.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве органической жидкости используют безводную нефть, дистиллят, керосин, газойль, гексан, бензин, конденсат, дизельное топливо.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление закачки суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости на устье скважины составляет 1,0-40,0 МПа.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве продавочной жидкости используется вода с водородным показателем рН 4-12.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время выдержки под давлением составляет 3-72 ч.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков, ликвидации поглощений при бурении скважин, а также может быть использовано для выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах.

Одним из основных методов извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождений является принудительное вытеснение ее водой, закачиваемой под давлением в пласт через нагнетательные скважины. В процессе вытеснения нефти происходит изменение фильтрационных характеристик пластов, которые приводят к возникновению прорывов воды и заколонных перетоков, в результате чего снижается дебит нефти и увеличивается обводненность продукции.

При гидроизоляционных работах в скважине применяются различные составы, которые закрывают водоприток, но при этом также перекрывают проход нефти к забою скважины. Поэтому после проведения таких работ необходим долгий период освоения скважины, часто даже с повторной перфорацией, которая в свою очередь за счет высоких давлений в призабойной зоне пласта может привести к нарушению герметичности и возобновлению водопритока при низких дебитах нефти.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции водопритока в скважину, включающий закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени (см.авт. св. СССР 1501597, Е 21 В 43/22, опубл. 23.10.1991- прототип).

Техническим результатом изобретения является улучшение водоизолирующей способности водорастворимых полимеров при ликвидации прорывов воды в добывающих скважинах, ликвидации заколонных перетоков и ограничения приемистости нагнетательных скважин в широком интервале температур.

Поставленная задача решается тем, что способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени, при этом концентрация суспензии равна 21-50 мас.%, в качестве полимера используют полиакриламид и/или его производные, поливиниловый спирт и/или его производные, карбоксиметилцеллюлозу и/или ее производные, создают повышенное давление и выдержку под этим давлением.

В скважину закачивают 0,5-4,0 м³ суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости на каждый погонный метр эффективной мощности пласта.

В качестве органической жидкости используют безводную нефть, дистиллят, керосин, газойль, гексан, бензин, конденсат, дизельное топливо.

Давление закачки суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости на устье скважины составляет 1,0-40,0 МПа.

В качестве продавочной жидкости используется вода с водородным показателем рН 4-12.

Время выдержки под давлением составляет 3-72 ч.

Концентрационные пределы суспензии и ее объем подбирается в зависимости от вида осложнения в скважине, пористости, проницаемости пласта, дебита и степени обводненности, типа и состава пластовых вод и эффективной мощности пласта.

Перед использованием в скважине подбирается необходимый объем суспензии водорастворимого полимера, количество и вид полимера. Данный состав тщательно перемешивается в осреднительной емкости и закачивается в пласт. В качестве органической жидкости может служить: нестабильный бензин, дизельное топливо, гексан, нефть и т.п.

Продавка суспензии водорастворимого полимера в пласт производится водой с водородным показателем рН 4-12 и выдерживается под давлением в течение 3-72 ч. В это время происходит замещение органической жидкости водой, при взаимодействии с которой полимер резко набухает и увеличивается в объеме, превращаясь в плотную каучукообразную массу, и перекрывает доступ воде из зоны нарушения к забою скважины. При попадании суспензии полимера в нефтеносную часть пласта набухания полимера не происходит, т.к. вследствие ее более низкой проницаемости, чем в зоне нарушения, замещение нефти водой происходит гораздо медленнее и при освоении скважины эта часть полимера обратным потоком жидкости выносится из призабойной зоны пласта.

Именно данные концентрации водорастворимого полимера, объемы суспензии и режимы закачки обеспечивают реализацию технического результата.

Примеры конкретного выполнения

Для определения тампонирующей способности предлагаемого состава были проведены лабораторные исследования. Методика исследований была следующей.

Через насыпные модели различной проницаемости 1000; 2000; 3000 мкм² прокачивалась суспензия водорастворимого полимера с концентрацией 21%; 25%; 40%; 50% и 55%. В качестве органической жидкости для приготовления суспензии использовалось дизельное топливо.

После закачки суспензий водорастворимых полимеров (полиакриламида с молекулярной массой 2х10⁶, карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-85/700 и поливинилового спирта), производилась выдержка во времени в водной среде в течение 5 ч, прокачивалась вода до полного вытеснения продуктов реакции и определялось максимальное давление вытеснения.

В табл. 1 представлены данные по давлению вытеснения суспензий полиакриламида с молекулярной массой 210⁶ разных концентраций из насыпных моделей, МПа.

В табл.2 представлены данные по давлению вытеснения суспензий КМЦ 85/700 разных концентраций из насыпных моделей, МПа.

В табл. 3 представлены данные по давлению вытеснения суспензий поливинилового спирта разных концентраций из насыпных моделей, МПа.

Анализ результатов лабораторных работ (табл.1, 2, 3) показывает, что применение суспензий полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и поливинилового спирта в органической жидкости повышают гидроизоляционную способность предлагаемого состава.

Пример 10

Для проверки эффективности данного состава в промысловых условиях была проведена обработка скважины 3404 Ермаковского месторождения. Интервал перфорации - 5 м, заколонный переток из низлежащего водяного пласта, приемистость 500 м³/сут при давлении 4,0 МПа.

Для ликвидации заколонного перетока было приготовлено 100 кг полиакриламида с молекулярной массой 210⁶. Затем приготовленный состав был размешан в 5 м³ безводной нефти и закачан в пласт. Продавка проводилась технической водой с рН 6,5 в объеме 6,0 м³ при давлении 2,0 МПа. После обработки скважина была оставлена на реагирование сроком на 6 ч, после чего была проведена опрессовка при давлении 8,0 МПа. Скважина герметична, заколонный переток ликвидирован.

Пример 11

Для ограничения водопритока была проведена обработка скважины 24157 Самотлорского месторождения. Интервал перфорации 10 м, общий дебит 120 м³/сут, обводненность 98%, дебит нефти 2 т/сут. В скважину закачали суспензию полиакриламида с молекулярной массой 210⁶, из них безводной нефти в 10 м³, полиакриламида 100 кг. Продавка проводилась водой с рН 8,0 в объеме 20,0 м³ при давлении 5,5 МПа. В конце продавки давление выросло до 10,0 МПа. После запуска скважины в работу общий дебит составил 40 м³/cут, обводненность 81%, дебит нефти 6,3 т/сут.