Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений, к способам изоляции водопритока, а именно к осадкогелеобразующим технологиям с использованием полимера акрилового ряда и разъедающих веществ.

Изобретение может быть использовано при проведении работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляции водопритока, интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает более полное выравнивание профиля притока в добывающей скважине или профиля приемистости в нагнетательной скважине. В отличие от известных способов может использоваться круглогодично, независимо от сезона года.

Известен способ обработки призабойной зоны обводненного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт водоизолирующей эмульсии и кислотного раствора [А.С. СССР №1696683, МКИ E21B 43/27, опубл. 07.12.1991]. Известное изобретение имеет недостатки: не осуществляется полная закупорка обводненных каналов пласта и сложная технология, что приводит к его низкой эффективности.

Известен способ изоляции притока вод в скважину, включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,001-0,05% мас. а затем глинистой суспензии 1,02-1,08 г/см³ [А.С. СССР №933963, кл. E21B 43/32, 1982].

Недостатками указанного способа являются: низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещиновато-пористым коллектором (из практики известно, что применение растворов полиакриламида с концентрацией до 0,5% не приводит к кольматации поровых каналов высокопроницаемой среды), кроме того при взаимодействии водного раствора ПАА и глинистой суспензии на водной основе происходит быстрое высаждение глины вблизи забоя нагнетательной скважины, в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на недолговременную блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин, отсутствует доотмыв нефти в промытых зонах.

Известные способы разработки нефтяных месторождений, основанные на закачке гелеобразующих составов на основе полимеров акрилового ряда в виде водных растворов не позволяют использовать полимеры с концентрацией более 1% при пониженных температурах, так как из-за высокой вязкости затруднена их закачка в пласт. Кроме того, при отрицательных температурах водные растворы полимеров теряют текучесть и прокачиваемость.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в промытые водой высокопроницаемые зоны нефтяного пласта водной оторочки, содержащей алюмохлорид отход процесса алкилирования бензола олефинами с целью образования в них осадка с последующей закачкой вытесняющего агента [А.С. СССР №1627677, кл. E21B 43/22, опубл. 15.12.1991]. Данному способу присущи следующие недостатки: низкая эффективность в неоднородных пластах; сложность технологии закачки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ, включающий насыщение высокообводненных каналов алюмосодержащей жидкостью, последовательную закачку буферного слоя пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, снова пресной воды и кислоты [РФ патент №2171371 МКИ 21 В 43/27, 43/22, опубл. 27.07.2001] (прототип).

Указанный прототип и все известные способы, основанные на закачке составов на основе полимеров акрилового ряда, осуществляются только в теплое время года, что является существенным недостатком, ограничивющим применение этих способов и увеличивающим простои скважин. В целом технологичность процесса осуществления известного способа недостаточная для простого исполнения на скважинах, а объем образующегося геля и осадка недостаточен для полного блокирования водопроводящих каналов. Перечисленные недостатки уменьшают эффективность обработки призабойной зоны пласта.

Целью изобретения является повышение эффективности способа воздействия на призабойную зону алюмосодержащей жидкостью и осадкогелеобразующей композицией на основе полимера акрилового ряда путем обеспечения более полного блокирования водопроводящих каналов и более полного выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине или профиля притока в добывающей скважине и, в отличие от известных способов, за счет всесезонного использования в течение года, независимо от температуры.

Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем закачку алюмосодержащей жидкости, буферных слоев пресной воды, гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила и кислоты, порядок закачки композиций реагентов выдерживают следующий: первая оторочка алюмосодержащей жидкости разведенной в воде при соотношении 1:4; пресная вода; раствор гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила; пресная вода; вторая оторочка алюмосодержащей жидкости; кислота; при этом в качестве алюмосодержащей жидкости используют раствор хлористого алюминия - отход химического производства, например, отход катализаторного производства при получении алкилбензолов, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, неионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор; в качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водополимерная композиция, содержащая дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта, а в качестве кислоты используют указанную алюмосодержащую жидкость, содержащую полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор, разведенную в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6. Причем после закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 60-72 часа для гелеобразования. Закачка кислоты (или вместо кислоты алюмосодержащей жидкости, содержащей полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор, разведенной в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6) может быть произведена двумя частями, между которыми закачивается растворитель, например, метанол или ацетон, или другой углеводородный растворитель.

Механизм осадко- и гелеобразования в предлагаемом способе с использованием раствора хлорида алюминия с добавками полигликолей, карбамида, поверхностно-активного вещества и ингибитора, на основе гидролизованного полиакрилонитрила заключается в следующем. При закачке в карбонатный пласт разбавленного водой раствора хлорида алюминия с указанными добавками происходит реакция с карбонатами и поверхность порово-трещинного пространства покрывается гелем, при этом в растворе остается достаточное количество соляной кислоты, а наличие поверхностно-активного вещества увеличивает сцепления геля с поверхностью породы. Далее при закачивании полимерного раствора и последующей закачке раствора хлорида алюминия с указанными добавками, в результате взаимодействия макромолекул полимера непосредственно в призабойной зоне пласта с катионами алюминия, образуется объемный гелеобразный осадок, полимеризация которого ускоряется в присутствии соляной кислоты (кислота получается при гидролизе хлорида алюминия в воде). В предлагаемом способе количество образующегося тампонирующего материала возрастает за счет присутствия в полимерной композиции дополнительного количества щелочи и за счет карбамида. В присутствии хлорида алюминия конформационная структура полимерных молекул резко меняется: молекулы полимера стремятся распрямиться, что сильно облегчает доступ щелочного агента к его функциональным группам и значительно ускоряет процесс гелеобразования, кроме того, развернутая структура полимера обеспечивает повышенное структурообразующее действие реагента.

Склонность оксиэтильного звена полигликолей вступать в гидрофобные взаимодействия [Клименко Н.А., Гридил И.И. и др. Адсорбция неионогенных ПАВ из водных растворов на пористых метакрилатных адсорбентах \\ Коллоидн. ж., 1991, т. 53, №4, с. 748-752] способствует возникновению поверхностной пленки. При контакте углеводородов (УВ) с гидрофобными фрагментами этой пленки на первоначально гидрофильной поверхности возникает интенсивное гидрофобное взаимодействие, приводящее к усилению структурно-механических свойств пластовых флюидов и снижению проницаемости пористой среды для водной фазы [Андресон Б.А., Гилязов P.M. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин. - Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. - 88 с.]. Этот эффект при применении в составе полигликолей позволяет, дополнительно уменьшить фазовую проницаемость для воды.

При использовании водо-полимерной композиции с добавлением неионогенного ПАВ достигается лучшее тампонирующее действие, использование способа не ограничивается теплым временем года, тем самым повышается его технологичность и эффективность. Закачивание после концентрированного раствора алюмохлорида с указанными добавками разбавленного в соотношении 1:4 или 1:5, или 1:6 того же раствора алюмохлорида позволяет воздействовать на непрореагировавшие целики полимерного раствора и при этом оказывается кислотное (разъедающее) воздействие на слабопроницаемые и непромытые водой участки пласта, что увеличивает их проницаемость. При значительной глубине обработки и закачивании больших объемов кислоты ее можно разделить на две части, между которыми закачивать растворитель (метанол, ацетон, другой углеводородный растворитель), который будет очищать стенки пор от АСПО и повышать эффективность кислотного воздействия при одновременном увеличении глубины воздействия или сохранении глубины с уменьшением количества используемой кислоты. Все это приводит к увеличению охвата воздействием при снижении проницаемости промытых водой высокопроницаемых пропластков и направлению фильтрационных потоков в более нефтенасыщенные и менее проницаемые интервалы продуктивного пласта.

Составы, содержащие хлористый алюминий, используются в нефте- и газодобывающей промышленности с целью повышения отдачи карбонатных коллекторов за счет увеличения охвата пласта кислотным воздействием и путем селективной изоляции высокопроницаеммых пластов и пропластков [патент РФ №1633875 МКИ 21 В 43/22, опубл. 30.10.1994; патент РФ №1804548 МКИ 21 В 33/13, опубл. 23.03.1993; патент РФ №2106486 МКИ 21 В 43/27, опубл. 10.03.1998; патент РФ №2042031 МКИ 21 В 43/22, 33/138, опубл. 20.08.1995].

По физико-химическим свойствам раствор хлористого алюминия - отход химического производства (отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или отход кумыльного производства), дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество АФ_9-12 и ингибитор ИКУ-1 (табл. 1) соответствует нормам, приведенным в таблице 2.

Водо-полимерная композиция (табл. 3) выпускается в жидком виде и представляет собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда, она соответствует показателям качества, приведенным в таблице 4.

Было выполнено определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз керосина и растворов с 10% масс. содержания гидролизованного полиакрилонитрила (отходов волокна или тканей полиакрилонитрила или иного полиакрилонитрильного сырья) с добавкой неионогенного ПАВ. В качестве неионогенного ПАВ был испытан неонол АФ_9-12, который совместим с раствором гидролизованного полиакрилонитрила и высоко минерализованными пластовыми водами.

Опытным путем установлено, что поверхностное натяжение исходного раствора гидролизованного полиакрилонитрила составляет 19,7 мН/м; при содержании неонол а АФ_9-12 0,1% достигается снижение поверхностного натяжения, до величины 3,2 мН/м; а при концентрации 0,5% величина поверхностного натяжения составила 1,9 мН/м. Учитывая полученные результаты, можно сказать, что предлагаемая полимерная композиция с добавкой неионогенного ПАВ имеет на порядок большую поверхностную активность по сравнению с известной, что способствует повышению эффективности обработки.

Пример 1. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, кровля пласта находится на глубине 2150 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2160 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 250 м³/сут при 13 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 85 м³.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000)б объемом 84 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл. 1 в объеме 17 м³ и вода в объеме 68 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 10 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м³. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 17 м³ водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м³.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 34 м³ и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 60 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл. 1 в объеме 12 м³ и воду в объеме 48 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа.

Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Пример 2. Для обработки выбрана газовая скважина со следующими характеристиками:

1. Эксплуатационная колонна 168,3 мм спущена до глубины 3089 м.

2. Интервалы перфорации: 2972-3034 м, 3040-3048 м.

3. Искусственный забой: 3072 м.

4. Пластовое давление 26 МПа.

5. Пластовая температура 92°С.

6. Спущены НКТ 73 мм до глубины 3048 м.

7. Водогазовый фактор 432 см³/м³.

8. Приемистость пласта равна 497 м³/сут при 15 МПа.

9. Объем высокопроницаемого норового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 160 м³.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 160 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия по составу табл.1 в объеме 32 м³ и воду в объеме 128 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 72 часа, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м³. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 32 м³ водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м³.

Для второй порции рабочего раствора взяли 64 м³ товарной формы (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 12,5 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов), содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 80 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 16 м³ и воду в объеме 64 м³). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 40 м³ приготовленного раствора хлористого алюминия, 20 м³ метанола, 40 м³ приготовленного раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 10,2 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11,3 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀10÷14 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. После выхода скважины на режим во до газовый фактор составил 14 см³/м³.

Пример 3. Для обработки выбрана нагнетательная скважина со следующими характеристиками:

1. Эксплуатационная колонна 168,3 мм спущена до глубины 3127 м.

2. Интервалы перфорации: 2992-3023 м, 3028-3052 м.

3. Искусственный забой: 3111 м.

4. Пластовое давление 27,5 МПа.

5. Пластовая температура 92°C.

6. Спущены НКТ 73 мм до глубины 2971 м.

7. Приемистость пласта равна 734 м³/сут при 17 МПа.

8. Объем высокопроницаемого норового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 140 м³ и приходится на интервал перфорации 3028-3052 м, который принимает 80% объема закачки.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 140 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Самараоргсинтез» ТУ 38.302-15-01-93 - отход кумыльного производства) по составу табл. 1 в объеме 28 м³ и воду в объеме 112 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10 м³ (объем НКТ+объем эксплуатационной колонны напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м³. Приготовили рабочий раствор на основе полимерной композиции (табл. 3) разведением ее пресной водой в соотношении 1:4 (при этом содержание в растворе гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила, составило 2-4%, неонола АФ_9-12 составило 0,1%). При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 40 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 6 м³ водо-полимерной композиции по табл. 3 и 24 м³ пресной воды. Закачали приготовленный водо-полимерный раствор по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м³.

Для второй порции рабочего раствора взяли 56 м³ товарной формы (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Самараоргсинтез» ТУ 38.302-15-01-93 - отход кумыльного производства) по табл. 1, закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 10 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пластов), при давлении 13 МПа.

Приготовили 15%-ый раствор соляной кислоты объемом 50 м³ (ингибированная 23%-ная соляная кислота в объеме 32,6 м³ и пресная вода в объеме 17,4 м³). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 40 м³ приготовленного раствора соляной кислоты, 20 м³ нефраса, 30 м³ приготовленного раствора соляной кислоты и продавили в пласт водой в объеме 10 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11,3 МПа.

Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на излив в факельный амбар в течение 12 часов. Далее скважину пустили под закачку рабочего агента. После выхода скважины на режим исследованиями установлено, что профиль приемистости выровнялся и интервал перфорации 3028-3052 м принимает 36% объема закачки.

Пример 4. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, кровля пласта находится на глубине 2100 м. Пористость пласта m=0,23. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2110 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 270 м³/сут при 13,5 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 90 м³.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 90 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 18 м³ и воду в объеме 72 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 68 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м³. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 18 м³ водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м³.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 36 м³ и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 66 м³ (для соотношения 1:5 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме Ими воду в объеме 55 м³). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 36 м³ раствора хлористого алюминия, 20 м³ ацетона, 30 м³ раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 48 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Пример 5. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 9,8 м, кровля пласта находится на глубине 2160 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2170 м. Пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 78°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 255 м³/сут при 13,0 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 84 м³.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85), объемом 84 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл.1 в объеме 17 м³ и воду в объеме 68 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 10 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 60 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2 м³. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 17 м³ водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2 м³.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 34 м³ и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 11 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ПКУ-Э (ТУ 6-02-1299-85) объемом 60 м³ (для соотношения 1:5 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Казаньоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 10 м³ и воду в объеме 50 м³). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину приготовленную порцию раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 6,6 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 12 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Пример 6. Для обработки выбрана добывающая газовая скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 29,0 м, кровля пласта находится на глубине 3930 м. Пористость пласта m=0,2. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 177,8 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 89 мм до глубины 3940 м. Пластовое давление 39,5 МПа, пластовая температура 98°C. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 265 м³/сут при 13,0 МПа. Объем высокопроницаемого порового пространства, подлежащего обработке, определенный при гидродинамических исследованиях равен 154 м³.

Приготовили первую порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000) объемом 154 м³ (для соотношения 1:4 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 30 м³ и воду в объеме 124 м³). Закачали приготовленную порцию раствора хлористого алюминия по насосно-компрессорным трубам в скважину и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 17 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 56 часов, для реакции и гелеобразования.

Закачали в скважину буфер пресной воды в объеме 2,5 м³. При помощи насосного агрегата ЦА-320 в течение 20 мин. перемешали перекачкой по круговой схеме 31 м³ водо-полимерной композиции по табл. 3 и закачали по НКТ в скважину. Закачали буфер пресной воды в объеме 2,5 м³.

Для второй порции рабочего раствора взяли товарную форму (без разбавления) раствора хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по табл. 1, объемом 62 м³ и закачали его по НКТ в скважину и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 19 МПа.

Приготовили третью порцию рабочего раствора хлористого алюминия, содержащего полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество и ингибитор ИКУ-1 (ТУ 2415-005-12749890-2000), объемом 108 м³ (для соотношения 1:6 смешали раствор хлористого алюминия (алюмохлорид производства ОАО «Уфаоргсинтез» ТУ 2471-077-05766563-2006 - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов) по составу табл. 1 в объеме 18 м³ и воду в объеме 90 м³). Закачали по насосно-компрессорным трубам в скважину последовательно 60 м³ раствора хлористого алюминия, 40 м³ метанола, 48 м³ раствора хлористого алюминия и продавили в пласт водой в объеме 17,5 м ³ (объем НКТ+кольцевое пространство напротив интервала пласта), при давлении 20 МПа. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования и реакции.

Нагнетанием инертных газов компрессором ТГА 20/251 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 56 часов. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет.

Способ успешно опробован на высокообводненных скважинах в зимний период, при температуре минус 20÷25°C, и показал положительные результаты, его применение позволило получить экономию, которая возникла за счет снижения себестоимости работ; использования дешевых реагентов; получения дополнительной добычи нефти и уменьшения отбора попутной воды.

Способ рекомендуется для обработки призабойной зоны пласта в скважинах, разрабатывающих трещиновато-пористые коллектора, имеющих высокую обводненность продукции и высокую поглотительную способность.