RU2088746C1

RU2088746C1 - Способ изоляции водопритоков в нефтяной скважине

Info

Publication number: RU2088746C1
Application number: RU95107265A
Authority: RU
Inventors: Г.А. Орлов; М.Х. Мусабиров; Р.Г. Габдуллин
Original assignee: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1995-05-04
Filing date: 1995-05-04
Publication date: 1997-08-27
Also published as: RU95107265A

Abstract

Использование: в нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения: способ предусматривает последовательную закачку в пласт вязкого гидрофобизирующего изолирующего состава и инертной к кислоте жидкости. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока и изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке цементной суспензии в пути водопритоков (Булгаков Р.Т. Газизов А.Ш. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины, М. Недра, 1976, с. 90). Существенный недостаток известного способа возможность блокирования нефтенасыщенной части пласта цементом. Кроме этого, приходится повторно вскрывать продуктивный пласт простреливанием, поскольку после цементажа все перфорационные каналы забиваются цементным раствором, который превращается в цементный камень.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ изоляции пласта, включающий закачку в пласт буферного агента и тампонирующего состава (авт.св. СССР N 1559109 заявка N 4273732/23-03, E 21 B 33/13, 1987, 1/9 от 22.12.88 Способ изоляции пласта. Сорокин А.Я. Поддубный Ю.А. Кан В.А. и др.).

Буферный агент предотвращает попадание тампонирующего состава в нефтенасыщенные интервалы пласта за счет его временного блокирования. Однако недостаточная эффективность данного способа изоляции пласта обуславливается быстрым прорывом воды в скважину вдоль изолирующего экрана, при этом вода быстро размывает и растворяет небольшую оторочку гидрофильного буферного агента, попадающего в водонасыщенные интервалы пласта. Кроме этого, промывка скважины после закачки тампонирующего состава (обычно цемента) не обеспечивает удаление из перфорационных каналов цементного раствора. Последнее требует проведения повторного вскрытия пласта, что связано с дополнительными спуско-подъемными операциями, вызовом геофизической партии и т.д. После повторной перфорации интервал продуктивного пласта нуждается, как правило, в кислотной обработке по восстановлению коллекторских свойств пласта, что связано еще с одной отдельной скважино-операцией. При этом кислота вступает в контакт с цементом и разъедает цементный экран, что также снижает эффективность водоизоляционных работ.

Цель изобретения повышение эффективности изоляции притока вод из водонасыщенных интервалов в скважину с последующим обеспечением возможности проведения эффективной, направленной кислотной обработки нефтенасыщенных интервалов пласта за одну скважино-операцию.

Цель достигается тем, что в предлагаемом способе изоляции водопритока, включающем закачку в пласт буферного агента и изолирующего состава, в качестве буферного агента используют вязкую гидрофобизирующую жидкость, а вслед за изолирующим составом в пласт дополнительно закачивают вязкую, инертную к кислоте, жидкость.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что отличительные признаки нового способа изоляции пласта являются необходимым и достаточным условием, характеризующим новизну объекта изобретения. В доступной научно-технической литературе и на практике заявляемый способ изоляции не описан и не применялся, поэтому он отвечает критерию "новизна".

Известны технические решения (Сидоров И.А. Поддубный Ю.А. Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. М. ВНИИОЭНГ, 1984, с. 26-33/ О. И.Сер.НД вып.1), в которых в водоносные зоны пласта для ограничения водопритока закачивают гидрофобные вязкие жидкости вязкие нефти, нефтемазутные смеси, водонефтяные эмульсии. Функция этой жидкости блокирование водоносных интервалов пласта, т.е. создание изолирующего (блокирующего) экрана. Однако данный экран под воздействием напора пластовых вод быстро выдавливается обратно в скважину.

В предлагаемом решении вязкая гидрофобизирующая жидкость запечатывается в пласте экраном-пробкой из твердого изолирующего состава. Кроме этого, со стороны скважины экран-пробка также имеет защитный слой из вязкой инертной к кислоте жидкости. Поэтому предлагаемый способ совершенно новая совокупность операций, отличающаяся от всех известных способов изоляции.

В прототипе буферный агент (цена), проникая в относительно малопроницаемые нефтенасыщенные интервалы, блокирует их от воздействия изоляционного состава. При этом буферный агент свободно проникает в более проницаемые водонасыщенные интервалы. Цель данной операции по известному способу одна временное блокирование низкопроницаемых нефтяных пропластков от поступления в них изоляционного состава.

В предлагаемом способе наряду с этой целью дополнительно решается еще одна не менее важная задача создание в водоносных интервалах мощной экранирующей оторочки. Экранирующий эффект которая не растворяется и слабо размывается напором пластовых и закачиваемых вод. В то же время за счет гидрофобизации стенок поровых каналов данная оторочка резко снижает фазовую проницаемость пласта по воде. Буферная оторочка в предлагаемом способе является новым элементом в водоизоляционных работах, а именно она служит основной экранирующей оболочкой перед традиционным изоляционным материалом.

Вода практически теперь не касается и не контактирует с изоляционным составом, ей приходится сталкиваться еще вдали от скважины с вязким гидрофобным материалом и огибать его, направляясь по нефтенасыщенным пропласткам, вытесняя нефть в скважину. Пока вода не размоет эту гидрофобную оторочку (а на это уйдет, по расчетам, не менее 3 5 лет), она даже не дойдет до "основного" водоизоляционного экрана. В данном способе этот экран уже не является по своей сущности изоляционным элементом в технологии, он выполняет совершенно новую функцию своеобразной пробки, закрывающей выход в скважину гидрофобной жидкой оторочке. Кроме этого, материал этой оторочки выбран такой, что по мере статического положения в пласте все время упрочняется и приобретает свойство твердеющего тела за счет структурно-механических и тиксотропных свойств.

Совершенно новый элемент в предлагаемом способе создание своеобразного защитного экрана после изоляционного состава, непосредственно у стенки скважины, из специального материала, не вступающего в реакцию с кислотами и не размываемого ими. Данный отличительный признак (дополнительная небольшая операция перемещения изоляционного материала от стенки скважины на небольшую глубину в пласт) позволяет впервые совершенно безопасно проводить сразу же за периодом ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента) направленную кислотную обработку нефтенасыщенных интервалов. Водоносные интервалы при этом полностью и надежно блокированы от воздействия кислот.

Таким образом, новый способ изоляции характеризуется:
нетрадиционным использованием цементного экрана;
многофункциональным использованием жидкой высоковязкой гидрофобизирующей оторочки;
введением новой операции перемещения от стенки скважины вглубь пласта цементного экрана;
впервые создается многослойная водоизолирующая система (относительно стенки скважины): жидкость твердое тело жидкость.

Вся эта взаимосвязанная совокупность операций, составляющая отличительный признак способа, позволяет достигнуть нового технического эффекта, заключающегося в возможности за одну скважино-операцию провести высокоэффективные водоизоляционные работы и направленную солянокислотную обработку нефтяных пропластков. Отпадает необходимость традиционных операций, проводившихся в обязательном порядке после водоизолирующих работ: перестрел пласта, повторная промывка, солянокислотная обработка и др. Все это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "существенные отличия".

В качестве высоковязкой гидрофобизирующей жидкости можно использовать составы на основе гидрофобных эмульсий, например:
1) нефть 30 49 об. пластовая вода 50 68 об. эмульгатор-гидрофобизатор 1 2 об.

2) нефть 35 51 об. раствор NaCl или MgCl₂ 47 63 об. эмульгатор-гидрофобизатор 2 об.

Вязкость составов регулируется изменением водомасляного отношения в диапазоне от 200 до 1700 мПа•с при скорости сдвига 2 145 с^-1.

В качестве высоковязкой, инертной к кислоте жидкости можно использовать также составы на эмульсионной основе, например:
1) нефть 33 42 об. раствор CaCl₂ 64 57 об. ПАВ-эмульгатор 1 3 об.

2) нефть 36 40 об. раствор Ca(NO₃)₂ 62 57 об. ПАВ-эмульгатор 2 3 об.

Вязкость регулируется в диапазоне от 450 до 1600 мПа•с.

Сопоставительный анализ эффективности известного способа (прототипа) и предлагаемого способа изоляции проведен в условиях промыслового эксперимента на скв. N 3077 и скв. N 3078 НГДУ "Бавлынефть". На первой стадии работ в скважину N 3078 по НКТ закачивали двухфазную пену на основе 1%-ного раствора ДС-РАС в воде в объеме 3 м³ (буферный состав), продавили пену водой в объеме 5 м³, причем, продавку пены в пласт произвели при высоком давлении 12 МПа, а затем давление сбросили. После этого закачали в скважину цемент (тампонирующий состав) и задавали его в пласт при давлении 10 12 МПа.

Скважину оставили в покое на 12 ч. Затем ее промыли и пустили в эксплуатацию.

После 6 мес эксплуатации скважины N 3078 на соседней скв. N 3077 проведены работы по предлагаемому способу изоляции. В скважину по НКТ закачали 66 м³ высоковязкой (600 900 мПа•с) гидрофобной эмульсии (состав: нефть 30 м³; пластовая вода 36 м³; эмульгатор-гидрофобизатор 0,5 м³), при этом давление закачки возросло с Р 0 до Р 14 МПа. Затем в пласт был закачан цемент в количестве 2 т при давлении 10 13 МПа, сразу же цемент отдавили в пласт от стенки скважины 3 м³ высоковязкой (800 МПа•с), инертной к кислоте, эмульсией (состав: раствор хлористого кальция 2 м³, нефть 1 м³ и ПАВ-эмульгптор 0,1 м³).

После этого скважина была оставлена на ОЗЦ на 12 ч. Затем на НКТ закачали 6 м³ 14%-ного раствора соляной кислоты и продавили в пласт при Р₀ 10 МПа и Р_к 6 МПа. Скважину промыли водой в объеме ствола и запустили в эксплуатацию. В таблице приведены данные по основным технологическим показателям работы контрольных скважин.

Динамика изменения технологических показателей работы скважины убедительно показывает высокую эффективность нового предлагаемого способа изоляции водопритоков.

Скважина N 3077 работает практически целый год с пониженной обводненностью (с 99% до 41%) и с повышенной производительностью по нефти (с 0,12 т/сут до 7,33 т/сут). По АО Татнефть запланировано проведение широкомасштабных промысловых работ по предлагаемому способу изоляции воды в добывающих скважинах.

Таким образом, предлагаемый новый способ изоляции может при широком внедрении принести существенный народно-хозяйственный эффект.

Claims

Способ изоляции водопритоков в нефтяной скважине, включающий закачку в пласт вязкой гидрофобизирующей жидкости и изолирующего состава, отличающийся тем, что после изолирующего состава в пласт дополнительно закачивают вязкую инертную к кислоте жидкость.