способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины с неоднородными по проницаемости пластами

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины с неоднородными по проницаемости пластами, включающий последовательное закачивание в скважину состава для тампонирования изолируемого пласта и состава для увеличения проницаемости призабойной зоны, отличающийся тем, что в качестве состава для тампонирования изолируемого пласта используют жидкое натриевое стекло с силикатным модулем 2,3-5,5, а в качестве состава для увеличения проницаемости призабойной зоны используют изопропиловый спирт, который одновременно является дополнительным отвердителем состава для тампонирования изолируемого пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважине.

Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта газовой скважины [патент РФ № 2183255, МПК Е21В 37/06, 43/25. Опубл. 10.06.2002, бюл. № 16]. В данном способе обеспечивают снятие водяной блокады с пород призабойной зоны пласта за счет обработки последней влагоудаляющим агентом метанолом и удаления обводненного агента из скважины. Недостатком известного способа является то, что его применение способствует только снятию водяной блокады, но не обеспечивает перекрытие путей возможного притока воды к призабойной зоне пласта.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий закачивание в скважину состава для тампонирования изолируемого пласта и состава для увеличения проницаемости призабойной зоны [авторское свидетельство № 1508630, МПК Е21В 33/138. Опубл. 20.04.1999 г.]. В качестве состава для тампонирования изолируемого пласта используют глинистый раствор с 2-5% пенопласта на основе стирола в качестве наполнителя, а в качестве состава для увеличения проницаемости призабойной зоны используют ацетон. Недостатком известного способа является то, что закачивание в тампонируемый интервал ацетона после глинистого раствора с пенопластом приводит к растворению последнего, что существенно снижает изолирующую способность состава для тампонирования изолируемого пласта.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности водоизоляционных работ в скважине с неоднородными по проницаемости пластами за счет повышения изолирующей способности состава для тампонирования изолируемого пласта.

Задача решается способом обработки призабойной зоны нефтяной скважины с неоднородными по проницаемости пластами, включающим последовательное закачивание в скважину состава для тампонирования изолируемого пласта и состава для увеличения проницаемости призабойной зоны.

Новым является то, что в качестве состава для тампонирования изолируемого пласта используют жидкое натриевое стекло с силикатным модулем 2,3-5,5, а в качестве состава для увеличения проницаемости призабойной зоны используют изопропиловый спирт, который одновременно является дополнительным отвердителем состава для тампонирования изолируемого пласта.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в комплексной обработке призабойной зоны обводненной нефтедобывающей скважины с неоднородными по проницаемости пластами, обеспечивающей ограничение водопритока и создание благоприятных условий для притока нефти в скважину.

Как правило, при наличии в разрезе эксплуатационного объекта пластов, неоднородных по проницаемости, происходит прорыв воды в скважину по пластам с более высокой проницаемостью. Пласты - коллекторы в большинстве случаев являются гидрофильными и хорошо смачиваются водой. Поэтому при длительной эксплуатации скважины с высокой обводненностью продукции вода за счет капиллярной пропитки фильтруется и в первоначально необводненные низкопроницаемые пласты. В результате в призабойной зоне происходит образование водяной блокады, которая ограничивает приток нефти. Вода удерживается в порах пласта капиллярными силами и вытеснение ее из поровых каналов может происходить только при приложении больших градиентов давления. Нередки случаи, когда из-за наличия водяной блокады приток нефти в скважину после проведения водоизоляционных работ происходит только через несколько месяцев с момента освоения после проведения водоизоляционных работ.

Способ осуществляют следующим образом. В призабойную зону скважины закачивают состав для тампонирования, в качестве которого используют жидкое натриевое стекло с силикатным модулем 2,3-5,5 (например, высокомодульное растворимое стекло марки «Нафтосил» для гидроизоляции нефтяных пластов по ТУ 2145-002-12979928-2001). Состав для тампонирования первоначально попадает в высокопроницаемые промытые пласты. При взаимодействии жидкого натриевого стекла с минерализованной пластовой водой происходит образование гелеобразной массы, которая блокирует дальнейший приток воды в призабойную зону скважины. Далее в скважину закачивают состав для увеличения проницаемости призабойной зоны, в качестве которого используют изопропиловый спирт, который является также дополнительным отвердителем состава для тампонирования изолируемого пласта. Изопропиловый спирт используют по ГОСТ 9805-84. Соотношение объемов жидкого натриевого стекла и изопропилового спирта составляет соответственно от 2:1 до 5:1. При взаимодействии изопропилового спирта с жидким натриевым стеклом происходит мгновенное отверждение последнего с блокированием высокопроницаемого пласта и достигается увеличение стойкости изоляционного экрана, чем если бы он был образован только в результате отверждения жидкого натриевого стекла пластовой минерализованной водой. Тампонирующая масса, образующаяся при отверждении жидкого натриевого стекла минерализованной пластовой водой, имеет пластическую прочность 0,05-0,08 МПа, а при дополнительном отверждении полученной тампонирующей массы изопропиловым спиртом пластическая прочность тампонирующей массы увеличивается до 0,2 МПа. Это характеризует увеличение стойкости водоизоляционного экрана. Далее закачивание изопропилового спирта продолжается и он попадает в низкопроницаемые пласты, так как высокопроницаемые уже блокированы тампонирующей массой, образовавшейся из состава для тампонирования. Изопропиловый спирт продавливают технической водой в пласт. Скважину оставляют в течение 8-24 часов на время набора прочности водоизоляционного экрана из состава для тампонирования изолируемого пласта. В течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе воду, находящуюся в призабойной зоне низкопроницаемых пластов. Далее скважина осваивается общепринятыми методами. При освоении изопропиловый спирт с растворенной в нем водой извлекается из призабойной зоны скважины, чем достигается ее осушение. Вследствие осушения призабойной зоны скважины изопропиловым спиртом сокращается время, в течение которого происходит приток нефти по низкопроницаемым пластам в скважину после работ по ограничению водопритока.

При реализации способа между составом для тампонирования изолируемого пласта и составом для увеличения проницаемости призабойной зоны закачивается оторочка буферной жидкости, нейтральная по отношению к обоим составам, например,

0,2-0,3 м³ пресной воды. Объем состава для тампонирования изолируемого пласта определяют в зависимости от геолого-технических условий по типовым методикам, используемым для выбора объема реагентов для проведения водоизоляционных работ.

С целью сравнения эффективности изоляционных работ по предлагаемому способу и по прототипу были проведены модельные испытания. В таблице приведены результаты испытаний, показывающие изменение проницаемости моделей пласта, обработанных по заявляемому способу и способом по прототипу. Исследования проводились на моделях пласта длиной 48,2 см и площадью внутреннего сечения 6,15 см², заполненных кварцевым песком. В качестве критерия оценки водоизолирующих свойств вычисляли коэффициент изоляции (см. табл.).

Заданные значения проницаемости моделей пласта обеспечили подбором размера фракций песка. Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают минерализованную пластовую девонскую воду плотностью 1180 кг/м ³. В процессе прокачивания производят замер расхода воды и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Затем в модель пласта последовательно закачивают жидкое натриевое стекло с силикатным модулем 2,3; 4,5; 5,5 в объеме 0,5 порового объема модели и изопропиловый спирт в объеме 0,2 порового объема модели. В случае моделирования способа по прототипу в модель пласта закачивают глинистый раствор плотностью 1140 кг/м ³ в объеме 0,5 порового объема модели, содержащий 2% пенопласта с размером гранул 0,5 мм, и далее закачивают ацетон в объеме 0,2 порового объема модели. Модель пласта оставляют на структурирование водоизоляционной композиции в течение 12 часов, после чего через модель пласта прокачивают минерализованную пластовую воду в обратном направлении с определением проницаемости модели.

№ опыта	Проницаемость модели пласта, мкм2	Коэффициент изоляции, %
До обработки	После обработки
Заявляемый
1	0,43	0,02	95,3
2	0,49	0,014	97,1
3	0,51	0,011	97,8
Прототип
4	0,41	0,29	29,3
5	0,47	0,38	19,1
6	0,36	0,3	16,7

Из результатов исследований следует, что коэффициент изоляции при использовании заявляемого способа значительно выше, чем по прототипу, а следовательно, заявляемый способ более эффективен.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - увеличение эффективности водоизоляционных работ в скважине с неоднородными по проницаемости пластами за счет повышения изолирующей способности состава для тампонирования изолируемого пласта.

Пример практического применения

Нефтедобывающая скважина обводнена минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м³. Обводненность продукции скважины 99,9%. Текущий забой скважины 1200 м, скважина обсажена эксплуатационной колонной с условным диаметром 146 мм, которая перфорирована в интервале 1160-1170 м. Интервал перфорации вскрывает два нефтеносных пропластка с проницаемостью, отличающейся в два раза, приток воды в скважину происходит из пропластка с большей проницаемостью. В скважину на глубину 1156 м спускают насосно-компрессорные трубы с условным диаметром 73 мм. В насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают 10,0 м³ жидкого натриевого стекла с силикатным модулем 4,5; 0,2 м³ пресной воды;

2,0 м³ изопропилового спирта и 3,6 м³ технической воды для продавливания закачанных реагентов в пласт. Скважину оставляют в течение 24 часов на время набора прочности водоизоляционного экрана, затем осваивают свабом, спускают подземное оборудование и пускают в работу. После проведения водоизоляционных работ обводненность продукции скважины снизилась до 60%.