способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в скважине

Формула изобретения

1. Способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в скважине, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта изолирующих материалов, один из которых вязкоупругий состав, а другой - водный раствор флокулянта с добавкой глинопорошка, отличающийся тем, что перед закачкой изолирующих материалов производят отмыв углеводородных отложений с поверхности породы призабойной зоны пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкоупругий состав закачивают после водного раствора флокулянта с добавкой глинопорошка.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор флокулянта с добавкой глинопорошка закачивают после вязкоупругого состава.

4. Способ по пп.1 и 2 или 1 и 3, отличающийся тем, что в качестве флокулянта водный раствор содержит водорастворимый полимер акрилового ряда.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к изоляции высокопроницаемых интервалов в добывающих и нагнетательных скважинах.

Техническим противоречием при добыче нефти является то, что, с одной стороны, необходимо поддерживать высокие отборы нефти, а с другой, - высокие отборы нефти приводят к раннему обводнению скважин и резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Указанное техническое противоречие может быть преодолено эффективной изоляцией выработанных и обводненных зон пласта, что обеспечивает поддержание достаточно высокого отбора нефти и будет способствовать сокращению сроков разработки месторождения.

Поэтому актуальным является поиск эффективных способов изоляции водопритоков. Эта задача обычно решается двумя способами - блокированием водопроводящих каналов в нагнетательных скважинах и изоляцией водопритоков в добывающих.

Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в скважине, включающий закачку в призабойную зону пласта вязкоупругого состава (ВУС) (1)

Известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низкой блокирующей способностью высокопроницаемых водоносных пропластков, низкой устойчивостью закачиваемого ВУСа к воздействию пластовой или нагнетаемой воды. Прочность создаваемого барьера после окончания реакции схватывания, в большинстве случаев, невелика.

Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающий закачку в призабойную зону пласта (ПЗП) ВУСа и цементного раствора (2).

Основным недостатком способа, использующего цементный раствор, является возможное снижение коэффициента продуктивности скважины, связанного с загрязнением нефтеносного пропластка. Кроме того, цементный раствор (даже мелкого помола) имеет низкую проникающую способность в водоносный интервал, ввиду чего эффективность способа резко снижается.

Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в скважине, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта двух изолирующих составов, один из которых ВУС, а другой - водный раствор флокулянта с глинопорошком (3).

Наличие на поверхности породы призабойной зоны пласта углеводородных отложений снижает адгезию между изолирующим материалом и породой пласта, что приводит к вымыванию изолирующего материала из ПЗП продолжающимся притоком воды в добывающих скважинах или потоком нагнетаемой воды в нагнетательных скважинах.

Целью изобретения является увеличение устойчивости создаваемых изоляционных барьеров.

Цель достигается тем, что в способе, включающем последовательную закачку в призабойную зону пласта изолирующих материалов, один из которых ВУС, а другой - водный раствор флокулянта с глинопорошком, перед закачкой изолирующих материалов производят отмыв углеводородных отложений с поверхности породы призабойной зоны пласта.

Предварительный отмыв углеводородных отложений с поверхности породы ПЗП позволяет повысить адгезию и снизить фильтрационное сопротивление закачиваемого впоследствии изоляционного материала.

Кроме того, способ отличается тем, что при изоляции высокопроницаемых интервалов в добывающих скважинах в качестве изолирующих материалов в ПЗП последовательно закачивают водный раствор, содержащий флокулянт и глинопорошок и затем ВУС.

При изоляции высокопроницаемых интервалов в нагнетательных скважинах в качестве изолирующих материалов в ПЗП последовательно закачивают ВУС и водный раствор, содержащий флокулянт и глинопорошок.

В качестве флокулянта используют водорастворимый полимер акрилового ряда, например полиакриламид, в количестве 0,03 - 0,5 мас. %.

В качестве глинопорошка используется бентонитовый глинопорошок в количестве 1 - 10 мас. %.

В качестве отмывающего материала могут быть использованы водный раствор кальцинированной соды, щелочные растворы, растворы ПАВ и др.

В качестве ВУСа - гелеобразующие системы на основе водорастворимых полимеров акрилового ряда.

При изоляции добывающих скважин предварительно омывают углеводородные отложения с поверхности породы призабойной зоны пласта.

Для этого в скважину закачивают раствор, например, кальцинированной соды, который проталкивают водой в пласт.

Затем в призабойную зону последовательно закачивают водный раствор, содержащий водорастворимый полимер акрилового ряда, например полиакриламид, и бентонитовый глинопорошок, и свежеприготовленный ВУС.

Предварительная закачка водного раствора, содержащего водорастворимый полимер акрилового ряда и бентонитовый глинопорошок, приводит к созданию в высокопроницаемых интервалах ПЗП устойчивого барьера за счет набухания глинопорошка.

При этом набухание глины, присутствующей в полимерном растворе, происходит в пластовых условиях при контакте с водой, что приводит к резкому снижению проницаемости порового пространства призабойной зоны, препятствуя тем самым вымыванию закачиваемого следом ВУСа от воздействия межпластовых перетоков или перетоков внутри самого изолируемого объекта.

Предлагаемая технология на скважине осуществляется в следующей последовательности. Поднимают подземное оборудование, обследуют состояние забоя скважины, при наличии пробки производят промывку. После определения глубины забоя, статического уровня жидкости, приемистости в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Устье скважины соединяют с насосным агрегатом (ЦА - 320). Производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой НКТ. В скважину закачивают раствор, например, кальцинированной соды, проталкивают его водой в пласт. Затем в скважину последовательно закачивают водный раствор полиакриламида с добавкой бентонитового глинопорошка и свежеприготовленный раствор ВУСа. После продавки технической водой реагентов в призабойную зону скважины ее оставляют в состоянии покоя на 20 часов. Образующийся в процессе набухания глинопорошка барьер препятствует вымыванию из призабойной зоны потоком фильтрующейся жидкости, сформировавшегося в пластовых условиях ВУСа.

Таким образом, в водоносном интервале образуется блокирующий тампон.

При изоляции высокопроницаемых интервалов в нагнетательных скважинах предварительно отмывают углеводородные отложения с поверхности породы призабойной зоны пласта. Для этого в скважину закачивают раствор, например, кальцинированной соды и проталкивают его в пласт водой.

Затем в пласт последовательно закачивается барьер, состоящий из вязкоупругого состава (ВУС) и композиции поддерживающего состава, содержащей водорастворимый полимер акрилового ряда, например полиакриламид, и бентонитовый порошок.

Поддерживающая композиция, содержащая водорастворимый полимер акрилового ряда и бентонитовый глинопорошок, увеличивает устойчивость и прочность ВУСа за счет набухания глинопорошка, закаченного в водном растворе полимера. При этом набухание глинопорошка, присутствующего в полимерном растворе, происходит лишь в пластовых условиях при контакте с закачиваемой в пласт водой, что приводит к резкому снижению проницаемости порового пространства высокопроницаемой зоны пласта, препятствуя тем самым вымыванию закаченного ВУСа, сформировавшегося в пластовых условиях.

Операция на скважине осуществляется в следующей последовательности. Обследуют состояние забоя скважины, определяют текущий забой скважины, при наличии пробки производят промывку. Устье скважины соединяют с насосным агрегатом (ЦА - 320) и производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой НКТ.

В скважину закачивают раствор, например, кальцинированной соды, проталкивают его водой в пласт. Затем в скважину последовательно закачивают свежеприготовленный раствор ВУСа и водный раствор полиакриламида с добавкой бентонитового глинопорошка. После продавки реагента технической водой в призабойную зону скважины оставляют в состоянии покоя на 20 часов. Образующийся в процессе набухания глинопорошка барьер препятствует вымыванию потоком закачки сформировавшегося ВУСа, который в свою очередь блокирует глинопорошок в высокопроницаемых пропластках.

Таким образом, в высокопроницаемых интервалах образуется устойчивый и прочный блокирующий тампон, успешно отклоняющий поток нагнетания.

После проведения мероприятия проводят повторный комплекс гидродинамических исследований и в случае необходимости повторяют закачку барьера в указанной выше последовательности.

Источники информации

1. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М., Недра, 1989, с. 135-136.

2. Расизаде Я.М. и др. Опыт применения технологии комплексного воздействия на призабойную зону пласта, проспект ВДНХ, заказ 121, М., ОНТИ ВНИИ, 1981

3. Патент РФ N 2145379 E 21 B 43/32, 10.02.2000.