способ ограничения водопритока в скважину

Формула изобретения

1. Способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя - водного раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что в качестве отвердителя в скважину закачивают 0,5 - 4,0%-ный раствор соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа, при этом перед закачкой отвердителя в скважину закачивают разделитель.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве разделителя в скважину закачивают легкую нефть.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтедобывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ изоляции притока воды в скважину, включающий последовательную закачку водного раствора полиакриламида и сшивающего агента [1].

Известный способ имеет низкую эффективность, связанную с тем, что после подачи сшивающего агента в призабойной зоне не происходит равномерного его смешения с предварительно закачанным водным раствором полиакриламида. В результате прочность и устойчивость созданного барьера снижается и он быстро размывается потоком фильтрующейся жидкости. Применение дефицитных и дорогостоящих полиакриламида и бихромата калия также снижает эффективность способа.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя [2]. При этом, водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем (раствор соляной кислоты), в результате которой образуется кремнезоль. К недостаткам прототипа относится то, что в процессе закачки происходит преждевременное смешение закачиваемых растворов и ввиду ионного характера химической реакции между ними, характеризующейся практически мгновенным образованием кремнезоля в зоне контакта с образованием блокирующего экрана вблизи линии нагнетания, что снижает эффективность способа. Кроме того, недостатком способа является то, что образующийся кремнезоль растворяется щелочной пластовой водой, что снижает эффективность и надежность блокирующего изоляционного экрана.

Таким образом, известный способ имеет низкую эффективность, связанную с преждевременным смешением закачиваемых реагентов, и низкой эффективностью и надежностью изоляционного экрана.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа за счет исключения преждевременного смешения закачиваемых реагентов и создания более эффективного и надежного изоляционного экрана.

Цель достигается тем, что в способе ограничения водопритока в скважине, включающем последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия, в качестве отвердителя используют 0,5 - 4,0%-ный раствор соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа с добавкой 0,5 - 4,0% соляной кислоты. Кроме того, перед закачкой отвердителя в скважину закачивают разделитель, например легкую нефть.

Таким образом, наличие разделителя (легкая нефть) исключает преждевременное смешение закачиваемых растворов в стволе скважины и вблизи линии нагнетания, обеспечивая образование блокирующего водоносный интервал изоляционного барьера на заданной глубине. Ввиду малой вязкости используемых в способе рабочих жидкостей, они поглощаются только высокопроницаемыми водоносными интервалами, а малопроницаемые нефтенасыщенные интервалы остаются нетронутыми. В результате смешения водного раствора силиката натрия и высокоминерализованной воды хлоркальциевого типа с добавкой 0,5 - 4,0 соляной кислоты в водоносном интервале, через некоторое время (1 - 2 часа) образуется блокирующая его, не растворимая в пластовой воде гелеобразная масса, что и обеспечивает ограничение притока воды в скважину. В способе используют доступный и сравнительно дешевый 7 - 9%-ный раствор жидкого стекла (силикат натрия -a₂SiO₃). Силикат натрия (ГОСТ 13078-81) имеет следующие физико-химические характеристики:

Содержание активной массы в готовом продукте, мас.% - 14 - 15

Плотность, кг/м³ - 1400 - 1500

Вязкость, мПа с - 2 - 3

Растворимость в воде - Полная

В качестве высокоминерализованной воды хлоркальциевого типа могут быть использованы пластовые и сточные воды, морская вода, сеноманская вода, а также водный раствор хлорида кальция.

В способе используют соляную кислоту по ГОСТ 3118-77, марка 4. Массовая доля основного вещества в водном растворе 35 - 38%, вязкость 1,32 мПа с, плотность 1180 - 1190 кг/м³.

Способ проверен в лабораторных условиях. В процессе эксперимента определяли фильтруемость и фактор остаточного сопротивления в искусственных образцах песчаной пористой среды диаметром 0,033 м и длиной 1,0 м. При этом образец под вакуумом насыщали пресной водой - 10%. Определяли проницаемость по воде при перепаде давления 0,2 МПа, после чего в количестве 0,3 объема пор последовательно закачивали водный раствор силиката натрия различных концентраций в объеме 0,14 объема пор, разделитель в количестве 0,02 объема пор (легкая нефть) и высокоминерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа с различным pH и с добавкой различного количества соляной кислоты в объеме 0,14 объема пор. Далее в образец закачивали пресную воду под перепадом давления 0,2 МПа до установления постоянного фактора остаточного сопротивления R (R = S₁/S₂, где S₁ - подвижность воды, закачиваемой в пористую среду до изоляции; S₂ - подвижность воды, закачиваемой после изоляции) и определяли объем профильтрованной жидкости. Аналогичные эксперименты проведены также для прототипа. Результаты приведены в таблице 1. Как видно из приведенных данных применение способа позволяет существенно увеличить фильтруемость и фактор остаточного сопротивления, что свидетельствует о более высокой тампонирующей способности.

Во второй серии экспериментов определяли надежность создаваемого экрана к действию щелочи. Для этого после создания в вышеописанной модели пласта изолирующего экрана по предлагаемому способу (опыт 10, таблица 1) и прототипу и определения проницаемости K₁ в нее закачивали 10%-ный водный раствор NaOH и оставляли в покое на 2 часа. По истечении этого времени возобновляли фильтрацию пресной воды и определяли проницаемость модели пласта K₂. О надежности изолирующего барьера к действию щелочи судили по отношению проницаемости K₀ = K₂/K₁. Полученные результаты приведены в таблице 2, из которой видно, что K₀ для предлагаемого способа значительно ниже, чем для прототипа, а это свидетельствует о более высокой надежности созданного изоляционного экрана к действию щелочных вод.

Процесс на скважине осуществляется в следующей последовательности. Понимают подземное оборудование, обследуют состояние забоя скважины, при наличии песчаной пробки производят промывку. После определения глубины забоя, статического уровня жидкости, поглотительной способности в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Устье скважины соединяют с насосным агрегатом (например ЦА-320). Производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой эксплуатационной колонны. Определяют необходимые объемы закачиваемых реагентов, исходя из необходимой глубины изоляции. На растворном узле или на устье скважины готовят 7 - 9%-ный водный раствор силиката натрия и высокоминерализованную воду хлоркальциевого типа с добавкой 0,5 - 4,0% соляной кислоты. В скважину последовательно закачивают водный раствор силиката натрия, легкую нефть и высокоминерализованную воду хлоркальциевого типа. После продавки реагентов в призабойную зону скважины легкой нефтью или пресной водой ее оставляют в состоянии покоя на 20 часов. При перемешивании реагентов в водоносном интервале образуется блокирующий тампон.

Предложенное изобретение существенно отличается от существующих тем, что предотвращает преждевременное смешение реагирующих рабочих растворов и увеличивает эффективность надежность создаваемого изоляционного экрана.

Эффект от применения данного способа достигается за счет ограничения притока воды в скважину и увеличения дебита нефти.

1. SU, авторское свидетельство, 1663182, кл. E 21 B 33/138, 1989.

2. Ибрагимов Г. З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с. 46 - 62.