способ изоляции промытых зон в нефтяном пласте

Формула изобретения

Способ изоляции промытых зон в нефтяном пласте, включающий закачку в скважину предохраняющей жидкости, структурообразователя и изоляцию водопритока, отличающийся тем, что в качестве предохраняющей жидкости используют смесь нефти с эмульталом, в качестве структурообразователя - раствор нефти с полиакриламидом (ПАА), а изоляцию водопритока осуществляют последовательной закачкой нефтецементного раствора и водонабухающего полимера, причем после ожидания твердения цемента в скважине создают избыточное давление.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции высокопроницаемых водонасыщенных пропластков в нефтяном пласте, и может быть использовано в добывающих и нагнетательных скважинах при капитальном ремонте.

Известен способ изоляции притока вод в скважину (А. с. 1506076, кл. Е 21 В 33/13, 1989), предусматривающий последовательное отключение нефтенасыщенной части пласта закачкой в пласт концентрированной серной кислоты, определение профиля водопритока, закачку в пласт изолирующего материала и перфорацию обсадной колонны в зоне отсутствия водопритока после отверждения изолирующего материала.

К основным недостаткам способа относятся низкая эффективность отключения нефтенасыщенной части пласта от водонасыщенной из-за неконтролируемого поступления большего объема серной кислоты в водонасыщенную часть пласта и ее разбавления приточной пластовой водой. Это ослабит взаимодействие разбавленной серной кислоты с нефтью и эффективность закупорки нефтенасыщенной части пласта гудроном.

Другой известный способ (А.с. 1728469, Е 21 В 33/13, 1992) селективной изоляции высокопроницаемых интервалов пласта включает закачку в скважину суспензии водорастворимого полимера в инертной углеводородной жидкости и продавку ее в пласт. Причем в суспензию дополнительно вводят сшивающий агент в гранулярном или порошкообразном виде, а продавку осуществляют водой в объеме, составляющем 40-100% от начального объема инертной углеводородной жидкости.

К основным недостаткам способа относятся неуправляемость физико-химических процессов формирования закупоривающего экрана-растворения сшивающего агента и набухания частиц полимера на первой стадии сое сшивкой в прочный высококонцентрированный гель в дальнейшем. В результате снижаются качество и эффективность селективной изоляции высокопроницаемых интервалов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к прелагаемому относится способ промытых зон в нефтяном пласте (А.с. 1657609, кл. Е 21 В 33/13, 1991), предусматривающий закачку в скважину предохраняющей жидкости, структурообразователя и изоляцию водопритока.

К основным недостаткам способа относятся низкая эффективность предохранения нефтенасыщенной зоны пласта от загрязнения буферным гидрофильным нефтеэмульсионным составом из-за значительной изменчивости коллекторских свойств нефте- и водонасыщенной частей продуктивного пласта и бесконтрольности процессов физико-химического селективного изолирующего воздействия на проницаемые среды в нестационарных гидродинамических условиях системы "скважина - n пластов".

Целью предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти и нефтеотдачи пластов повышением качества и эффективности водоизоляционных работ.

Положительный технический эффект в способе изоляции промытых зон в нефтяном пласте, включающем закачку в скважину предохраняющей жидкости, структурообразователя и изоляцию водопритока, в качестве предохраняющей жидкости используют смесь нефти с эмульталом, в качестве структурообразователя - раствор нефти с полиакриламидом (ПАА), а изоляцию водопритока осуществляют последовательной закачкой нефтецементного раствора и водонабухающего полимера, причем после ожидания твердения цемента в скважине создают избыточное давление.

При последовательном закачивании в изолируемый интервал продуктивного пласта предохраняющей загрязнение нефтенасыщенной части пласта нефти в смеси с 1%-ным эмульталом, приводящей за счет роста вязкости в проницаемых каналах к их временной закупорке, затем - смешанного с нефтью ПАА из расчета 100-200 кг/м³. Эта смесь, поступая в систему проницаемых каналов, образует гель и повышает гидравлическое сопротивление при движении в них жидкостей. После закачивания разделительного буфера из нефти в промытый участок закачивают нефтецементный раствор для формирования в удаленной зоне твердеющего непроницаемого экрана в крупных и средних по раскрытости промытых каналах, а в призабойную зону закачивают водонабухающий полимер (ВНП) из расчета 100-200 кг/м³ для образования геля и вновь закачивают буферный разделитель из нефти.

После завершения технологической остановки в течение 72 ч для реагирования изолирующих систем в пластовых условиях и твердения нефтецементного раствора ВНП под избыточным давлением 4-10 МПа продавливают из призабойной зоны в удаленную для перекрытия промытых каналов, незаполненных цементом.

Пример конкретного применения способа на нагнетательной скв. 29332 Зеленогорской площади НГДУ "Азнакаевскнефть" АО "Татнефть".

Водоизоляции подвергнута промытая зона нефтенасыщенного горизонта Д1 в интервале 1750-1760 м после подготовительных работ по очистке и промывке интервала перфорации. При осуществлении способа в пласт закачано:

1 порция

Буферный разделитель

Состав: нефть, объем 2 м³

2 порция

Нефть с эмульталом

Состав: нефть с эмульталом 1 об.%, объем 3,5 м³

3 порция

Нефть с полимером ПАА

Состав: нефть с растворенным ПАА из расчета 100-200 кг/м³, объем 3 м³

4 порция

Буферный разделитель

Состав: нефть, объем 1 м³

5 порция

Нефтецементный раствор

Состав: портландцемент тампонажный затворенный на нефти плотностью 1780 кг/м³, объем 4,5 м³.

6 порция

Водонабухающий полимер (ВНП)

Состав: гранулированный полимер из расчета 100-200 кг/м². Объем 3 м³.

7 порция

Буферный разделитель

Состав: нефть, объем 1 м³.

После продавливания водоизолирующих и буферных растворов скважину в загерметизированном состоянии оставляют на технологический отстой в течение 72 ч. Затем прореагировавший в скважине ВНП продавливают из призабойной в удаленную зону водонасыщенного пласта для закупоривания каналов фильтрации неизолированных цементным раствором при избыточном давлении 9,0 МПа.

Как показали результаты изоляционных работ, начальная приемистость промытой зоны снижена с 1,74 до 0,5510^-2 м³/c МПа, т.е. в 3,6 раза, что свидетельствует об эффективном выравнивании профиля притока добывающей скважины.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа заключаются в росте эффективности показателей водоизоляционных работ в два раза и более с одновременным снижением на их производство затрат материально-технических, финансовых средств и времени.

В таблице представлены показатели промыслового применения технологии водоизоляции промытых зон.

Из данных таблицы следует, что в сравнении с серийной (традиционно применяемой) технологией новая обеспечивает рост добычи нефти в 1,55 раза, удельной эффективности капитальных вложений в 1,93 раза при сокращении расхода материалов в 2,5-5,0 раз, затрат времени в 2 раза и более, снижении обводненности добываемой продукции на 7-15% и длительности действия достигнутого эффекта в течение 1,5-3,0 лет.

По предлагаемой технологии могут проводиться водоизоляционные работы промытых зон в добывающих скважинах. Наибольший технико-экономический эффект достигается при проведении по данной технологии водоизоляционных работ в нагнетательной и реагирующих с ней добывающих скважинах.