способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами

Формула изобретения

Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами, включающий закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость изолируемого интервала скважины, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, и при открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, а полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах с обводненными карбонатными коллекторами.

Известен способ ограничения водопритока (патент RU № 2281385, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.08.2006 г. в бюл. № 22), который включает приготовление гидрофобной эмульсии, применяющейся также в операциях глушения, промывок скважин, обработки призабойной зоны пластов. Гидрофобная эмульсия содержит, мас.%: нефть 44,5-82,75, водорастворимый окислитель - пероксодисульфат калия 0,25-0,5, минерализованную воду, содержащую ионы железа двухвалентного (Fe²⁺) в количестве от 35 мг/л и более до насыщения 17,00-55,00.

Недостатком способа является сложность приготовления эмульсии, которая выражается в необходимости использования специальной емкости и устройства с высокой скоростью перемешивания, а также минерализованной воды с содержанием ионов железа двухвалентного (Fe²⁺) в количестве от 35 мг/л и более.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ ограничения водопритока в скважине (патент RU № 2418153, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.05.2011 г. в бюл. № 13). Способ включает последовательную закачку в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации. До обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии. В качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют «Силор НЧ», причем для обратной эмульсии в количестве 1-10% от объема углеводородной дисперсионной среды, а для закрепляющего состава - с добавлением 10%-ного водного раствора гидроксида натрия при следующих соотношениях компонентов, об.%:

кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ»	80-90
10%-ный водный раствор гидроксида натрия	10-20.

Недостатком данного способа является сложность его реализации, так как для проведения ремонтно-изоляционных работ необходимо приготовить и последовательно закачать в скважину водную суспензию глины и два разных тампонажных состава - высоковязкую эмульсию, содержащую кремнийорганическую жидкость «Силор», и армирующий состав, представляющий собой смесь кремнийорганической жидкости «Силор» с раствором гидроксида натрия. Кроме того, по истечении одного года используемая при реализации способа эмульсия расслаивается и теряет свои тампонирующие свойства.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами за счет создания протяженного водоизоляционного экрана и нетекучего в пористой среде барьера.

Задача решается способом ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами, включающим закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины.

Новым является то, что предварительно определяют приемистость изолируемого интервала скважины, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, и при открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, а полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C.

В изобретении используют высоковязкую нефть Ашальчинского или Мордово-Кармальского месторождения и товарную угленосную нефть.

Сущность способа заключается в следующем. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала скважины, после чего в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти. Закачка высоковязкой нефти представляет определенные трудности, так как вязкость высоковязкой нефти при температуре 20°C составляет более 2600 мПа·с при скорости сдвига 200 с^-1, что соответствует скорости сдвига при ее течении в двухдюймовых насосно-компрессорных трубах (НКТ), поэтому для снижения вязкости ее смешивают с низковязкой товарной угленосной нефтью. После закачки в обводненный карбонатный коллектор добывающей скважины смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти образуется протяженный водоизоляционный экран, ограничивающий поступление воды. Экран закрепляют закачкой высоковязкой нефти с температурой 40-70°C, образующей высоковязкий нетекучий в пористой среде барьер, который препятствует вытеснению из пласта смеси высоковязкой и низковязкой товарной угленосной нефти, сформировавшей протяженный водоизоляционный экран. Высоковязкую нефть для изоляционных работ получают в цехе комплексной подготовки нефти (ЦКПН), температура на выходе из ЦКПН составляет 70°C, и вязкость такой нефти в интервале от 40 до 70°C позволяет прокачать ее по трубам НКТ. Для обеспечения текучести высоковязкой нефти в скважину предварительно закачивают пресную воду с температурой 70-80°C, которая прогревает колонну НКТ, что позволяет беспрепятственно прокачать в изолируемый интервал высоковязкую нефть, где при остывании она становится нетекучей и препятствует вытеснению из изолируемого интервала водоизоляционного экрана, образованного смесью высоковязкой и низковязкой товарной угленосной нефти. Закачивание других закрепляющих материалов, например цемента, нетехнологично, поскольку в случае отверждения последнего в горизонтальном стволе он займет нижнюю половину ствола, а разбуривание цемента не полностью заполненного ствола приведет к уходу долота от основного ствола, что нарушит конструкцию скважины.

Смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти готовят заблаговременно. Объем, а также вязкость данной смеси выбирают в зависимости от приемистости изолируемого интервала, что представлено в таблице 1. Условную вязкость замеряют на воронке ВБР-1 при 20°C.

Таблица 1
Объем смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти и ее условная вязкость в зависимости от приемистости изолируемого интервала
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа), в пределах	Условная вязкость, с	Объем смеси, м 3
1,5-5,0	300	15-20
5,0-12,0	500	20-30
12,0 и более	700	30-40

Смешивают высоковязкую нефть и товарную угленосную нефть в выбранных объемных соотношениях и затаривают в автоцистерны. На скважине цементировочным агрегатом ЦА-320М в изолируемый интервал последовательно закачивают смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, после чего закачивают пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны НКТ, далее для закрепления закачивают высоковязкую нефть с температурой 40-70°C. Для подогрева высоковязкой нефти в случае ее остывания ниже 40°C и подогрева воды до температуры 70-80°C на скважине используют паропередвижные установки (ППУ). Для предотвращения преждевременного остывания пресной воды и соответственно высоковязкой нефти можно также использовать термоизолированные трубы. Скважину оставляют на 24 часа - время, необходимое для остывания высоковязкой нефти. Эффект ограничения притока воды от применения предлагаемого способа достигается за счет образования водоизоляционного экрана, созданного смесью высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти, и последующего его закрепления высоковязкой нефтью, которая после остывания до температуры пласта приобретает высокую вязкость и предотвращает вытеснение водоизоляционного экрана из пласта.

В лабораторных условиях определяли оптимальные соотношения высоковязкой и товарной угленосной нефти с целью получения прокачиваемой смеси с необходимой вязкостью. Условная вязкость высоковязкой нефти с понижением температуры увеличивается с 310 с при 70°C до 2250 с при 20°C. Для снижения вязкости высоковязкой нефти в нее добавляли товарную угленосную нефть, имеющую малую вязкость. Вязкость смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти измеряли на воронке ВБР-1. В таблице 2 приведены результаты исследований вязкости образцов смеси высоковязкой нефти, содержащей от 5 до 80 об.% товарной угленосной нефти.

Таблица 2
Условная вязкость высоковязкой нефти и смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти при 20°C
№ опыта	Объем высоковязкой нефти, %	Объем товарной угленосной нефти, %	Условная вязкость смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти, с
1	100	-	2250
2	-	100	40
3	95	5	1800
4	80	20	700
5	60	40	500
6	50	50	400
7	40	60	300
8	20	80	85

На основе данных таблицы 2 можно сделать вывод, что смешение высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти в соотношении от 80:20 до 40:60 снижает ее условную вязкость в несколько раз: от 700 до 300 с, что делает возможным закачку такой смеси по НКТ.

Испытание предлагаемого способа и наиболее близкого его аналога проводили на моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором и имитирующих карбонатный пласт. Результаты модельных испытаний предлагаемого способа и наиболее близкого его аналога представлены в табице 3.

Таблица 3
Результаты модельных испытаний предлагаемого способа и наиболее близкого его аналога
Содержание компонентов по заявляемому способу									Коэффициент изоляции через 2 сут, %	Коэффициент изоляции через 6 мес., %	Коэффициент изоляции через 1 год, %
№ опыта	Эмульсия			Пресная вода, темпера тура °C		Высоковяз кая нефть, об.%		Температура высоковязкой нефти, °C**
	Высоковяз кая нефть, об.%	Товарная угленосная нефть, об.%
1	95*	5		60		100		30		-	-
2	80	20		70		100		40	100	98	95
3	60	40		75		100		70	100	96	93
4	50	50		80		100		50	100	96	89
5	40	60		72		100		65	100	96	90
6	30	70		65		100		35	65	30	-
Содержание компонентов по наиболее близкому аналогу предлагаемого способа, об.%									Коэффициент изоляции через 2 сут, %	Коэффициент изоляции через 6 мес., %	Коэффициент изоляции через 1 год, %
№ опыта	«Силор НЧ»	Нефть	Вода		«Силор НЧ»		10%-ный р-p NaOH
1	2	45	53		85		15		100	96	84
2	3	30	67		80		20		100	98	88
*При таком количестве высоковязкой нефти смесь является непрокачиваемой.
**При температуре ниже 40°C высоковязкая нефть является непрокачиваемой.

С моделями карбонатного пласта производили следующие операции (пример 3 из таблицы 3. Остальные примеры, представленные в таблице 3, проводили аналогично):

- закачивали товарную угленосную нефть, после этого ее вытесняли водой с минерализацией от 1 до 270 г/л и плотностью 1000-1200 кг/м³ до 90-98%-ного обводнения;

- по схеме «скважина - пласт» закачивали смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти в соотношении 60:40 при температуре 20°C. Далее закачивали пресную воду с температурой 75°C и высоковязкую нефть с температурой 70°C, после чего модель оставляли на 24 ч для полного образования тампонирующего материала в модели пласта;

- после этого проводили прокачку воды, определяли проницаемость по формуле Дарси и через 2 суток, 6 месяцев и 1 год вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой результативности изоляционных работ. Коэффициент изоляции модели через 1 год составил 93%, что превосходит результаты наиболее близкого аналога предлагаемого способа.

Из результатов модельных испытаний предлагаемого способа следует, что использование в смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти в соотношении 95:5 и 30:70 (опыты № № 1 и 6) не дает положительного эффекта, поэтому был выбран оптимальный диапазон концентраций реагентов, в который вошли опыты от № 2 до № 5 - с высокими коэффициентами изоляции. В результате опытов установлено, что оптимальными являются смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти в соотношении от 80:20 до 40:60 при температуре 20°C, а оптимальная температура высоковязкой нефти, при которой она имеет хорошую текучесть и прокачиваемость, составляет 40-70°C. Температурный интервал 70-80°C для пресной воды выбран на основе практических данных, так как при закачивании воды с температурой ниже этого интервала трубы НКТ прогреваются недостаточно для поддержания температуры, предохраняющей от преждевременного остывания высоковязкой нефти с температурой 40-70°C при ее закачивании.

Замеряли электрическую стабильность смеси высоковязкой и товарной угленосной нефти на приборе ИГЭР-1 по ТУ 39-156-76 (таблица 3, опыты № № 2, 3, 4 и 5), которая составила 600, 520, 450 и 390 В соответственно, что превосходит электрическую стабильность эмульсий наиболее близкого аналога предлагаемого способа - 140 В.

Результаты лабораторных испытаний позволяют сделать вывод, что предлагаемый способ эффективнее своего близкого аналога по электрической стабильности и продолжительности водоизолирующего эффекта.

Пример практического применения. Приемистость скважины составляет 576 м³/сут при давлении 80 атм (удельная приемистость 3 м³/(ч·МПа), интервал перфорации 828-1044 м. Работы по ограничению водопритока проводили в следующей последовательности. Определили герметичность эксплуатационной колонны. Привезли на скважину 20 м³ смеси, состоящей из 8 м³ высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения и 12 м³ товарной угленосной нефти с условной вязкостью 300 с (в соотношении 40:60). В скважину при открытой затрубной задвижке последовательно закачали 2 м³ смеси высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения и товарной угленосной нефти, закрыли затрубную задвижку и закачали 18 м³ оставшейся смеси. Далее в скважину закачали 4 м³ пресной воды с температурой 72°C и 8 м³ высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения с температурой 65°C и условной вязкостью 350 с. Продавили технологической жидкостью объемом 4 м с плотностью 1175 м³/кг и оставили скважину на реагирование на 24 ч, после освоения скважины обводненность снизилась на 18%, а прирост добычи нефти увеличился на 3,5 т/сут.

Остальные примеры выполнили аналогично, результаты представлены в таблице 3. Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ за счет использования смеси высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти для создания водоизоляционного экрана и высоковязкой нефти для его закрепления.