способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Формула изобретения

1. Способ создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающийся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, отличающийся тем, что в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8 - 20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1 : 2, при строгом контроле давления из расчета 0,4 - 1,5 м³ на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признака уменьшения объема поглощения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин с целью восстановления циркуляции, а также выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ временной изоляции призабойной зоны пласта путем последовательной закачки в скважину водных растворов жидкого стекла и гелеобразователя (соляной кислоты), причем используют водные растворы жидкого стекла (силиката натрия) с концентрацией 15-25 мас.% и соляной кислоты с концентрацией 10-15 мас.% [1].

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность изоляции.

Известен способ изоляции водопроницаемого пласта путем закачки в пласт состава, который содержит полимер, жидкое стекло, гелеобразователь (кислоту) и воду. В качестве полимера используют гипан гидролизованный, полиакрилонитрил, состав закачивают одновременно раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит гипан, жидкое стекло и воду, другой - водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока, в количестве 5-35% от общего объема состава при следующем соотношении компонентов [2]:

Гипан - 0,01-1,00

Жидкое стекло - 2,0-6,0

Гелеобразователь (кислота) - 0,4-4,0

Вода - остальное.

Недостатком способа является сложность его осуществления и недостаточная эффективность.

Известен способ изоляции водонепроницаемого пласта путем закачки в пласт водного раствора полисиликата натрия, который предусматривает использование в качестве силиката натрия полисиликат с силикатным модулем 4,2-6,5 натрия и концентрацией 1-10 мас.%, что позволяет упростить способ и повысить его эффективность [3].

Но данный способ не обеспечивает необходимого выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ селективной изоляции обводнившихся интервалов пласта. Сущность способа заключается в последовательной закачке в эксплуатационную скважину высоковязкой нефти и концентрированной серной кислоты. Объемные соотношения кислоты и нефти берут в пределах от 3:5 до 1:1. Высоковязкая нефть будет избирательно попадать в высокопроницаемые обводнившиеся пропластки. При взаимодействии концентрированной серной кислоты с высоковязкой нефтью образуется темная, вязкая, смолистая масса. В призабойной зоне, в обводнившемся интервале пласта возникает изоляционный экран, состоящий из этой вязкой массы [4].

Данный способ является достаточно сложным и недостаточно эффективным, кроме того, применение больших объемов концентрированной серной кислоты является небезопасным.

Известен способ временной изоляции призабойной зоны скважины на время ее консервации и проведения в ней ремонтных работ. Данный способ обеспечивает сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для обеспечения максимальной производительности скважины, а также упрощения технологии запуска скважины в работу после ее расконсервации или капитального ремонта [5].

Способ заключается в следующем. В эксплуатационную скважину закачивают вяжущий материал и обеспечивают его затвердевание с образованием изолирующей непроницаемой массы. Перед закачкой вяжущего материала призабойную зону скважины заполняют углеводородной жидкостью до заданного уровня. На ее поверхности размещают слой плавающего материала с плотностью меньше плотности углеводородной жидкости. Плавающий слой размещают в таком количестве, чтобы его выталкивающая сила превосходила силу тяжести вяжущего и плавающего материалов вместе взятых.

Данный способ малоэффективен при ремонте и консервации скважин с высоким пластовым давлением, и он недостаточно обеспечивает снижение обводненности добываемой нефти.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ выравнивания профиля приемистости [6]. Сущность данного способа заключается в одновременной закачке водных растворов хлористого кальция и сернокислого алюминия с последующей закачкой щелочного раствора, инициирующего образование гидроокиси алюминия в виде гелеобразного осадка.

Данный способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добываемой нефти, однако данная методика неприменима, если в пластах существуют мелкие трещины или непромытые низкопроницаемые зоны.

Техническая задача заключается в создании временного технологического экрана в районе фильтровой зоны эксплуатационной скважины для восстановления циркуляции и ограничения приемистости пласта, а также в выравнивании профилей приемистости нагнетательных скважин с целью увеличения охвата пласта заводнением.

Технический результат достигается способом создания временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающимся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, причем в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при контроле давления из расчета 0,4-1,5 м³ на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признаков уменьшения объема поглощения.

При удачном завершении операции скважина передается для проведения дальнейших работ.

Пример 1.

Создание временного экрана в фильтровой зоне эксплуатационной скважины. Приготовили расчетный объем смеси водного 12% раствора хлорида кальция и водный раствор нафтената натрия (1 часть нафтената натрия на 2 части воды). Приготовленную смесь с помощью НКТ закачали в эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины, и довели уровень жидкости до башмака. Процесс закачки производился при строгом соблюдении давления в скважине. Во время процессов наблюдалось проявление признаков поглощения, поэтому процесс закачки реагентов повторяли дважды, в результате чего был образован технологический экран.

Пример 2.

Выравнивание профилей приемистости нагнетательной скважины. Приготовили расчетный объем 15% водного раствора хлористого кальция из расчета 0,5 м³ реагента на 1 м мощности пласта и раствора нафтената натрия (одна часть нафтената натрия на 2 части воды из расчета 0,5 м³ реагента на 1 м мощности пласта). При строгом осуществлении контроля за давлением скважины через НКТ при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье скважины, закачали приготовленную смесь.

Все компоненты, указанные выше, продавили в пласт при условии сохранения давления закачки не выше 75% от давления линии ППД (поддержания пластового давления). При достижении указанного давления ствол скважины очистили от продуктов реакции путем создания циркуляции. После завершения удачной операции скважину передали для дальнейшей работы в системе ППД.

Технический эффект от применения предложенных технологических процессов оценивается сопоставлением производительности и гидродинамических характеристик скважины до и после проведения данных мероприятий. Критериями экономической эффективности мероприятий по созданию технологического экрана в фильтровой зоне эксплуатационных скважин и мероприятий по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин является снижение себестоимости добычи нефти.

Источники информации:

1. SU, авторское свидетельство 1423726, кл. E 21 B 31/13, 1986 г.

2. RU 1774689, кл. E 21 B 33/138, 1991 г.

3. Патент РФ "Способ изоляции водонепроницаемого пласта" RU 2123589 C1, 6 E 21 B 43/32, 17 марта 1999 г.

4. Патент РФ "Способ селективной изоляции обводнившихся интервалов пласта" RU 2085724 C1, 6 E 21 B 43/32, 24 октября 1997 г.

5. Патент РФ "Способ временной изоляции призабойной зоны скважины" RU 2129648 C1, 6 E 21 B 33/13, 43/12, 23 июня 1999 г.

6. Патент РФ "Способ выравнивания профиля приемистости" RU 2093673 C1, 6 E 21 B 43/32.