Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

Известны химические и другие способы изоляции водопритока, основанные на тампонажном эффекте гелей или на изолирующем действии осадков, образующихся в результате циклической закачки осадкобразующих реагентов. Следует отметить, что закачку реагентов в пласт проводят в виде водных растворов.

Так, согласно А.с. СССР 1747680 (1992 г.) проводили циклическую закачку водных растворов хлорида кальция и кальцинированной соды в соотношении 1:1. При проникновении растворов в пласт и их смешении друг с другом образующийся осадок карбоната кальция препятствовал движению водных потоков.

Известен ряд технологий проведения изоляционных работ с помощью гелеобразующих композиций на основе полиакриламида (ПАА).

Так, в соответствии с патентом РФ 2159328 (2000) для изоляции высокопроницаемых интервалов пласта проводили последовательную закачку водных растворов полиакриламида с добавками бентонитовой глины. Барьер образовывался за счет набухания глины в пласте.

Также известен патент РФ 2110676, (1998), согласно которому готовились растворы полимера и подшитого полимера с высоким водоудержанием при определенном соотношении компонентов.

Недостатком указанных выше технических решений является сложная технология подготовки композиции к закачке и недостаточная ее эффективность.

Известен способ ограничения водопритока путем последовательной закачки растворов ПАА и соляной кислоты (А.с. СССР 1731943, 1992). Недостатком данного способа является раздельная закачка компонентов, что ведет к неполному их смешению в зоне пласта.

В качестве прототипа к предлагаемому изобретению можно рассматривать патент РФ 2272891, согласно которому проводят смешение растворов ПАА и ацетата хрома в качестве сшивателя. Дополнительно в пласт закачивают добавку, регулирующую гелеобразование. Недостатком указанного способа является усложненная подготовка композиции к закачке, неравномерность смешения, недостаточная технологичность процесса.

Практический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении технологичности процесса приготовления композиции к закачке в промысловых условиях, упрощении технологии, снижении трудоемкости и повышении точности дозировки компонентов в смеси, а также в облегчении транспортировки и хранении реагента на промысле.

Поставленная задача решается тем, что в способе изоляции водопритока заводненных нефтяных пластов, включающем приготовление обрабатывающего реагента из полиакриламида, ацетата хрома и воды и закачку его в пласт, согласно изобретению при приготовлении обрабатывающего реагента предварительно получают сухую смесь, содержащую полиакриламид, ацетат хрома и дополнительно бентонитовую глину, РИТИН-10 и глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

а закачку указанного реагента осуществляют в виде суспензии в воде полученной сухой смеси с концентрацией 0,2-0,7 мас.%.

При этом бентонитовая глина и глицерин выступают в новом назначении - не только как наполнители, но и как стабилизаторы сухой смеси, предотвращая химическое взаимодействие между компонентами и образование пыли.

Реагент РИТИН-10 представляет собой смесь сшитого полиамида карбоксиметилцеллюлозы, выпускается по ТУ 2216-001-13303015-03.

Поскольку подбор составов и производство реагента проводят в заводских условиях, то ошибки в дозировании компонентов оказываются минимальными.

Фильтрационные испытания проводили на насыпной модели элемента пласта, состоящей из стальной трубы поперечного сечения 1,54 см² длиной 15 см. В качестве кернового материала использовали промытый тонкодисперсный кварцевый песок. Предварительно перед каждым испытанием определяли исходную проницаемость, для чего проводили фильтрацию воды до выхода на стабильный режим. Объем закачки составлял 0,2 поровых объема.

В табл.1 и 2 приведены основные технологические параметры представленных композиций - концентрации компонентов, время гелеобразования при 25 и 70°С, остаточный фактор сопротивления и характеристика геля.

Как следует из табл.1, оптимальными составами являются примеры 3, 4-6. При этом фактор сопротивления при фильтрационных испытаниях характеризуется высокой величиной и время гелеобразования при 25 и 70°С различается в 40-50 раз. Полученные показатели свидетельствуют об эксплуатационной пригодности предложенной технологии.

Примеры 1, 8 или 9 и 2 отвечают неоптимальным граничным составам.

В сухом виде композиция представляет собой зеленоватый сыпучий порошок. Упаковывается и хранится в герметичных бумажных мешках в защищенном от сырости месте.

В промысловых условиях закачку реагента в пласт производят в виде суспензии с водой при соотношениях, обеспечивающих получение концентрации реагента в воде 0,2-0,7 мас.%. При разработке проекта обработки скважины следует учитывать, что время гелеобразования зависит от концентрации реагента и температуры (табл.2).

Для закачки суспензии используется комплект оборудования, предназначенного для обвязки арматуры скважин, и передвижная установка УДР-32 и насосный агрегат типа ЦА-320.

Примеры промысловых обработок скважин.

Приготовление сухой структурообразующей полимерной композиции (ССПК).

В смесительный бункер засыпают 70 мас.% полиакриламида и 10 мас.% реагента РИТИН-10. Заливают при перемешивании полимерного материала 0,5 мас.% глицерина и перемешивают в течение часа. Затем при перемешивании засыпают 6 мас.% ацетата хрома и перемешивают один час. В полученную смесь добавляют 13,5 мас.% бентонитовой глины и перемешивают еще один час. Полученный реагент дозируют и затаривают в герметичные полиэтиленовые мешки.

Опытные обработки скважин реагентом были проведены на Вать-Еганском месторождении на участке с толщиной нефтенасыщенного пласта 5 м, пористостью 24%, проницаемостью 244 мД и приемистостью 400-500 м³/сут. Объем закачки составлял 350-450 м³ в циклическом режиме при концентрации реагента в воде 0,5 мас.%.

Как видно из табл.3, пример 1, при объеме закачки 340 м³ давление после обработки выросло более чем в 3 раза, а приемистость снизилась почти в 1,5 раза. Аналогичная зависимость наблюдалась на других скважинах. Так, при объеме закачки 429 м³ (пример 2) давление выросло с 40 до 88 атм, а приемистость снизилась на 25%.

Аналогичные положительные результаты получены на других скважинах Вать-Еганского месторождения (см. примеры 3 и 4 табл.3).

Кроме указанного выше, была проведена обработка скважины на месторождении Тевлин (Западная Сибирь). На участке с пористостью 0,19 приемистостью 350 мД закачено 639 м³, при этом давление в скважине возросло с 0 до 80 атм, а приемистость упала с 421 до 402 м³/сут.

Таким образом, результаты испытаний предложенного способа свидетельствуют об эффективной блокировке пластов и изоляции водопритока, что позволит получить дополнительную добычу нефти.