RU2186197C2

RU2186197C2 - Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, слабоконцентрированными растворами полимеров акрилового ряда

Info

Publication number: RU2186197C2
Application number: RU2000115438/03A
Authority: RU
Inventors: Н.Н. Ситников; М.И. Старшов; Р.С. Хисамов; Р.М. Абдулхаиров; Г.Ф. Кандаурова; И.М. Салихов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority date: 2000-06-14
Filing date: 2000-06-14
Publication date: 2002-07-27

Abstract

Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, с применением слабоконцентрированных растворов полимеров акрилового ряда, включающий последовательную закачку раствора хлорида водорода, слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда и продавочной жидкости, причем первоначально закачивают 0,1-0,5%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, а в 10-15%-ный раствор хлорида водорода вводят добавку фторида водорода, создавая его концентрацию в кислотном растворе 1-5%-ной, и после закачки слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда 0,05-1,5%-ной концентрации в качестве продавочной жидкости закачивают 6-7-%-ный раствор хлорида водорода. В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют АФ_9-12. Технический результат: повышение качества изоляционных работ и увеличение межремонтного периода. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам ограничения водопритоков в скважины, обводненных подошвенной водой, при разработке месторождений с терригенными коллекторами.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (а.с. 1763637 СССР. Состав для изоляции водопритока в скважину. МПК 5 Е 21 В 33/138, 1992), в котором концентрация полиакриламида составляет 0,005-1,0%.

Известен также состав для изоляции водопритока в скважину (а.с. 1768750 СССР. Состав для изоляции водопритока в скважину. МПК5 Е 21 В 33/138, 1992), в котором концентрация полиакриламида составляет 0,15-1,0%. В данных составах для их стабилизации и восстановления хроматов и бихроматов используют неионогенные поверхностно-активные вещества.

Недостатками этих составов являются: в составах используются хромсодержащие соединения, которые ухудшают экологию пласта; гелеобразование этих составов зависит от рН среды.

Ближайший из аналогов - способ изоляции скважин, обводненных подошвенной водой, разбавленными растворами сополимеров (РД 39-1-755-83. Технология обработок скважин, обводненных подошвенной водой, разбавленными растворами сополимеров. - М.: ВНИИ. 1982.-17 с.).

Недостатком данной технологии является то, что за счет неполной адсорбции полимеров на поверхности флюидопроводящих каналов срок технологического эффекта от проведения обработок составляет 3-5 месяцев.

Задачей изобретения являются повышение качества водозоляционных работ и увеличение срока межремонтного периода.

Поставленная задача решается описываемым способом ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, слабоконцентрированными растворами полимеров акрилового ряда, включающим закачку раствора хлорида водорода, закачку слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда и продавочной жидкости, причем первоначально закачивают 0,1-0,5% раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, предпочтительно АФ_9-12, затем закачивают 10-15% раствор хлорида водорода, в который вводят добавку фторида водорода, создавая его концентрацию в кислотном растворе 1-5%. Новым является также то, что после закачки слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда 0,05-1,5% концентрации в качестве продавочной жидкости используют 6-7% раствор хлорида водорода.

Водоизоляционные работы проводятся с целью ограничения водопритока в скважину. Качество водоизоляционных работ зависит от глубины проникновения водоизолирующего состава и его адсорбционных свойств. Применение концентрированных растворов полимеров из-за высокой их вязкости непригодны для большеобъемных обработок терригенных пластов проницаемостью до 0,8 мкм². Адсорбция молекул полимеров на стенках поровых каналов за счет так называемого "остаточного фактора сопротивления" приводит к снижению водопроницаемости пористых сред на 30-70%. Снижение водопроницаемости можно еще увеличить за счет исключения локальных участков остаточной пленочной нефти на стенках поровых каналов. В предлагаемом способе для этой цели используется доотмыв пленочной нефти предварительной закачкой неионогенных поверхностно-активных веществ. Для более глубокого проникновения растворов полимеров необходимо повысить проницаемость коллектора. Во многих случаях пониженная проницаемость пород связана с содержанием глинистых компонентов. Поэтому в предлагаемом способе в раствор хлорида водорода добавляется фторид водорода, химически взаимодействующий с глинистыми компонентами. Объемы закачки растворов и массовые доли ингредиентов подбираются индивидуально и зависят от геолого-технического состояния скважины. Пределы концентраций НПАВ, хлорида водорода, фторида водорода и полимеров акрилового ряда опробированы и обоснованы в лабораторных условиях. Предлагаемый способ ограничения водопритоков в скважинах применим при разработке месторождений нефтей, запасы которых сосредоточены в терригенных коллекторах.

Приготовление водных слабоконцентированных растворов полимеров производится в промысловых базах или с помощью агрегата типа ЦА-320 М, обвязанного с автоцистерной, на устье скважины. Обработку скважин осуществляют без подъема подземного оборудования и без применения грузоподъемных механизмов. По предлагаемому способу радиус обработки должен составлять не менее 10 м, что требует 50-60 м³ рабочего раствора на 1 м водонасыщенной толщины пласта. Перед закачкой раствора полимера в пласт закачивается до 10 м³ раствора хлорида водорода 10-15% концентрации для увеличения адсорбции полимера в матрице коллектора. В качестве продавочной жидкости по предлагаемому способу применяли 6-7% раствор хлорида водорода, что существенно повысило качество ограничения притоков воды в скважину. После проведения всех этапов обработки скважина вступает в эксплуатацию минимум через 12-42 ч.

Предлагаемый способ был осуществлен на промыслах Республики Татарстан. Результаты работы скважин, обработанных по предлагаемому способу и по способу-аналогу, приведены в таблице.

Из таблицы видно, что предлагаемый способ имеет технологические преимущества, т. е. увеличивается дебит по нефти, значительно снижается обводненность продукции, увеличивается продолжительность технологического эффекта и достигается существенное ограничение отборов воды.

Используемая литература
1. А. с. 1763637 СССР. Состав для изоляции водопритока в скважину /В.П. Городнов, А. Ю.Рыскин, Л.М.Козурица и др. (СССР). Заявлено 13.08.90. Опубл. 23.09.92. Бюл. 35.

2. А. с. 1768750 СССР. Состав для изоляции водопритока в скважину /А.Ю. Рыскин, В.П.Городнов, В.Г.Офицерова и др. (СССР). Заявлено 13.08.90. Опубл. 15.10.92. Бюл. 38.

3. РД 39-1-755-82. Технология обработок скважин, обводненных подошвенной водой, растворами сополимеров. - М.: ВНИИнефть, 1982. -17с.

Claims

1. Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, с применением слабоконцентрированных растворов полимеров акрилового ряда, включающий последовательную закачку раствора хлорида водорода, слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда и продавочной жидкости, отличающийся тем, что первоначально закачивают 0,1-0,5%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, а в 10-15%-ный раствор хлорида водорода вводят добавку фторида водорода, создавая его концентрацию в кислотном растворе 1-5%-ной, и после закачки слабоконцентрированного раствора полимера акрилового ряда 0,05-1,5%-ной концентрации в качестве продавочной жидкости закачивают 6-7%-ный раствор хлорида водорода.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют АФ_9-12.