способ выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин

Формула изобретения

1. Способ выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, включающий последовательную закачку в пласт двух составов, отличающийся тем, что закачивают составы различной консистенции, при этом в качестве первого состава закачивают осадкообразующий состав, дающий крупнодисперсный объемный осадок, а в качестве второго состава закачивают гелеобразующий состав, укрепляющий структуру изолирующего экрана.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве осадкообразующего состава закачивают состав, включающий силикат натрия (калия), хлорид кальция, хлорид натрия и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.

Силикат натрия (калия) 6 8

Хлорид натрия 1 2

Хлорид кальция 0,5 0,7

Вода Остальное

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующего состава закачивают состав, включающий силикат натрия (калия), хлорид кальция и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.

Силикат натрия 5 7

Хлорид кальция 0,4 0,5

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пласта и снижению обводненности добывающих скважин.

Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, суть которого заключается в изоляции зоны пласта с высокой проницаемостью от зоны пласта с низкой проницаемостью посредством раздельной закачки силиката натрия в высокопроницаемую зону и активатора гелеобразования в низкопроницаемый участок пласта [1]

Недостатком данного способа является то, что для проведения изоляционных работ требуется дополнительная технологическая операция по установке одного или двух пакеров. Проведение таких работ практически невозможно в эксплуатационной колонне с большим интервалом перфорации и большой плотностью перфорационных отверстий.

Раздельная закачка компонентов не обеспечивает полного смешения компонентов и создания изолирующего экрана.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, суть которого заключается в последующей закачке в пласт отходов промысловой подготовки нефти, затем раздельной закачки водного раствора бишофита и водного раствора силиката натрия [2]

Недостатком данного способа является то, что этот способ не может обеспечить качественной и продолжительной изоляции по двум причинам. Первая - отходы подготовки нефти имеют достаточно высокую вязкость при температуре 20^oC, но при температуре пласта 60^o-80^oC вязкость их резко снижается, а так как система не имеет сшитой структуры, состав будет вытеснен закачиваемыми водами. Вторая раздельная закачка компонентов не обеспечивает полного смешения реагентов в пласте и не гарантирует образования осадка в достаточном количестве для устойчивой преграды в зонах поглощения.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой нефти за счет изоляции трещиноватых, промытых зон и высокопроницаемых пластов и увеличения фильтрационного сопротивления интервалов со средней проницаемостью.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе, включающем последовательную закачку в пласт двух составов, составы закачивают различной консистенции, при этом в качестве первого состава закачивают осадкообразующий состав, дающий крупнодисперсный объемный осадок, а в качестве второго состава закачивают гелеобразующий состав, укрепляющий структуру изолирующего экрана.

Для получения двух различных изолирующих составов используют одинаковые компоненты, но в различных соотношениях.

Осадкообразующий состав содержит силикат натрия (калия), хлорид кальция, хлорид натрия и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.

силикат натрия (калия) 6,0-8,0

хлорид натрия 1,0-2,0

хлорид кальция 0,5-0,7

вода остальное

Гелеобразующий состав включает также силикат натрия (калия), хлорид кальция и воду при следующих соотношениях, мас.

силикат натрия (калия) 5,0-7,0

хлорид кальция 0,4-0,5

вода пресная остальное

Предлагаемый состав допускает применение минерализованной воды для приготовления гелеобразующего состава. Для этого в состав дополнительно вводят комплексообразователь для предотвращения мгновенного выпадения в осадок окиси кремния и получения качественного геля. В этом случае состав готовят при следующем соотношении ингредиентов, мас.

силикат натрия (калия) 5,0-7,0

хлорид кальция 0,4-0,5

комплексообразователь 0,1-0,5

вода минерализованная остальное

Для связывания катиона кальция можно использовать карбоксилсодержащие комплексоны, широко распространенные в нефтедобывающей промышленности, такие как динатриевая соль этилендиаминтетроуксусной кислоты (Na₂ЭДТА) - Трилон Б, и нитрилотриметиленфосфоновой кислоты НТФ.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного компонентами закачиваемых составов и их консистенцией, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "новизна".

Анализ известных способов выравнивания профиля приемистости и образования блокирующих зон в пласте при заводнении показал, что для увеличения фильтрационного сопротивления пласта применяются дисперсные системы или гелеобразующие составы, однако известность указанных в формуле признаков не обнаружена, поэтому можно сделать вывод, что указанная совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень".

Сущность изобретения заключается в следующем.

В качестве первого раствора в скважину закачивают осадкообразующий состав. Компоненты состава смешивают на устье скважины с помощью гидроактиватора. Последний обеспечивает полное смешение компонентов и максимальное образование осадка. Дисперсность образовавшегося осадка можно регулировать содержанием хлорида натрия в растворе. При содержании хлорида натрия более 1% получается крупнодисперсный объемный осадок окиси кремния, который кольматирует мелкие трещины, высокопроницаемые промытые зоны и зоны со средней проницаемостью, увеличивая их фильтрационные сопротивления, и не нарушает фильтрационные свойства низкопроницаемых пластов.

Вторым раствором является гелеобразующий состав. Смешение компонентов гелеобразующего состава происходит также с помощью гидроактиватора, обеспечивающего полное смешение. Вязкость гелеобразующего состава близка к вязкости воды и поэтому он легко фильтруется в пласт. При повышенной температуре пласта образуется прочный гель, имеющий касательное напряжение сдвига 150 200 Па. Время гелеобразования 4-8 часов при температуре 20^oC и 20-100 мин при температуре 70^o-80^oC (см. табл. 1,2). Гелеобразующий состав, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, легко фильтруется через дисперсный осадок, кольматирующий трещины и промытые высокопроницаемые зоны. При отверждении гель закрепляет дисперсный осадок в своей структуре, что способствует созданию прочного экрана, увеличивающего фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон на продолжительный срок.

Изолирующие составы, применяемые для осуществления технологического процесса по предлагаемому способу, отличаются простотой приготовления, минимальным содержанием компонентов.

Силикат натрия, хлорид кальция и натрия не дефицитны и не дороги. Эти вещества безвредны и экологически чисты.

Пример.

Технологический процесс проведения изоляционных работ по предлагаемому способу предусматривает закачку рабочих растворов в три этапа.

Приготовление осадкообразующего состава.

Чтобы избежать мгновенного выпадения осадка при взаимодействии силиката натрия с электролитом, раствор хлорида кальция и натрия готовят и закачивают в два этапа.

Этап 1. В емкость объемом 25 м³ засыпают расчетное количество хлорида кальция и хлорида натрия, затем добавляют воду. Все перемешивают в течение 2-3 циклов агрегатом ЦА-320 и закачивают в скважину.

Этап 2. В освободившейся емкости готовят следующую часть электролита. Для этого в емкость засыпают половину расчетного количества хлорида натрия и хлорида кальция, затем набирают воду. Раствор перемешивают в течение 2-3 циклов. Одновременно во вторую емкость объемом 25 м³ заливают расчетный объем силиката натрия (калия) и воды, раствор перемешивают вторым цементировочным агрегатом в течение двух циклов. После приготовления растворов начинают их одновременную закачку в скважину через гидроактиватор. После чего в скважину закачивают воду в объеме 10 м³+объем НКТ.

Этап 3. Приготовление гелеобразующего состава.

В емкости объемом 25 м³ готовят раствор хлорида кальция. Для этого в емкость набирают расчетное количество хлорида кальция и воды. Раствор перемешивают в течение 2 циклов. При использовании минерализованной воды для приготовления гелеобразующего состава в раствор хлористого кальция добавляют расчетное количество комплексообразователя. Одновременно во вторую емкость, объемом 25 м³ заливают расчетный объем силиката натрия (калия) и воды, раствор перемешивают вторым цементировочным агрегатом в течение 2 циклов. После перемешивания растворы одновременно закачивают в скважину через гидроактиватор. После завершения закачки в скважину продавливают воду в объеме 90-100 м³. После окончания продавки скважину оставляют в покое на 24-48 ч для созревания геля.

По предлагаемому способу с целью снижения обводненности добываемой пластовой жидкости за счет выравнивания профиля приемистости были проведены работы на Самотлорском месторождении в нагнетательных скважинах NN 1404 и 2016.

В каждую скважину было закачено по 140 м³ осадкообразующего и гелеобразующего состава, на приготовление которых было израсходовано по 8,8 м³ силиката натрия, плотностью 1,4 г/см³, по 3,0 м³ раствора хлористого кальция, плотностью 1,18 г/см³ и по 5,4 м³ раствора хлористого натрия, плотностью 1,18 г/см³. Через 30-60 сут нагнетания воды после закачки составов в реагирующих скважинах в добываемой пластовой жидкости отмечено снижение коэффициента обводненности и повышение прироста дебита нефти, что подтверждается показателями согласно таблице N 3.

Из таблицы N 3 видно, что обводненность добываемой жидкости в регирующей скважине N 26818 снизилась на 20-22% дебит нефти возрос на 2,3 м³/сут. В скважине N 15072 обводненность снизилась на 35% дебит нефти вырос на 36,6 м³/сут. В скважине N 30366 обводненность снизилась на 19% дебит нефти возрос на 3,6 м³/сут. В скважине N 30474 обводненность снизилась на 6,7-15,6% дебит нефти возрос на 7,7-17,6 м³/сут.

Предлагаемый способ позволяет снизить обводненность добываемой нефти и повысить нефтеотдачу пласта. Способ отличается простотой технологии, доступностью и дешевизной материалов и экологически безопасен.