Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ГАЗОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам изоляции газопритоков и в добывающих скважинах.

Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах (RU 2011145359, 2011), заключающийся в закачке в пласт изолирующего состава и создании до и после закачки водоизолирующего состава в скважине давления выше пластового путем нагнетания газа с последующей выдержкой скважины при данном давлении.

Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в пласт суспензии порошков полимера, глинистого компонента и химически модифицированного дисперсного кремнезема в углеводородной жидкости-носителе. В качестве химически модифицированного дисперсного кремнезема используют продукт МДК «Кварц».

Недостатком указанных способов является неприменимость последних для изоляции газопритоков (газоизоляции) в добывающих скважинах газонефтяных месторождений, в преждевременных прорывах газа, приводящих к снижению дебита по нефти и, как следствие, к снижению коэффициента извлечения нефти из пласта.

Более близким к изобретению является способ изоляции водо- и газопритоков в скважинах, описанный в патенте RU 2206712, 2003, включающий закачку в пласт изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний, установленный в колонне насосно-компрессорных труб в интервале закачки состава в пласт, при котором до закачки в пласт изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний закачивают оторочку смеси воды с товарной нефтью и оторочку воды или водного раствора осадкообразующих реагентов и проводят технологическую выдержку. В качестве изоляционного состава используют состав, содержащий высокомолекулярный углеводородорастворимый полимер - бутилкаучук с молекулярной массой 16000-60000 или полиизобутилен с молекулярной массой 20000-80000, углеводородный растворитель и высоковязкую нефть при следующем соотношении компонентов, мас. %:

высокомолекулярный углеводородорастворимый полимер - 0,25-0,35,

углеводородный растворитель - 8,0-10,0,

высоковязкая нефть - остальное

В качестве углеводородного растворителя используют н-гептан, н-гексан, дизтопливо, керосин, бензин, газовый конденсат. Возможно после закачки изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний закачивают оторочку воды, товарной нефти, неионогенного и/или анионного поверхностно-активного вещества - ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

неионогенное и/или анионное ПАВ - 0,08-0,2,

товарная нефть - 50,0-54,0,

вода - остальное.

Недостаток данного способа заключается в сложной технологии проведения процессов изоляции водо- и газопритоков, включающей необходимость использования как многокомпонентного изоляционного состава, так и специализированного комбинированного оборудования (гидродинамический генератор колебаний, установленный в колонне насосно-компрессорных труб).

Техническая проблема настоящего изобретения заключается в упрощении технологии способа при повышенном коэффициенте извлечения нефти.

Указанная проблема решается описываемым способом изоляции газопритоков в добывающих скважинах, заключающийся в том, что проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, %масс: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100, последующее продавливание полученного изолирующего состава в пласт продавочной жидкостью, после чего осуществляют технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов с последующим пуском скважины и выводом ее на штатный режим, причем закачку изолирующего состава и продавочной жидкости проводят при давлении не выше давления разрыва пласта.

Предпочтительно, в качестве продавочной жидкости используют дегазированную нефть, нефтяной растворитель типа Нефрас, дизельное топливо.

Достигаемый технический результат заключается в достижении селективного регулировании проницаемости неоднородного пласта для газа при неизменности или повышении проницаемости для нефти.

Способ проводят следующим образом.

Гидрофобный глинистый материал предварительно, взятый в расчетном количестве диспергируют в мазуте. При этом степень диспергирования определяют условием необходимости достижения равномерного распределения глины во всем объеме мазута. Полученный при диспергировании состав содержит 1,0-3,0% масс гидрофобного глинистого материала и мазут в количестве остальное, до 100% масс.

В качестве гидрофобного глинистого материала возможно использовать, в частности, органобентониты, такие, как, например, гидрофобная глина - органобентонит Орбент - 91, КОНСИТ-А.

В качестве мазута возможно использовать такие марки мазута, как, например, мазут Ф5, мазут M100.

Полученную дисперсию (изолирующий состав) закачивают в добывающую скважину, затем продавливают в пласт продавочной жидкостью. В качестве продавочной жидкости используют, в частности, дегазированную нефть, нефтяной растворитель типа Нефрас, дизельное топливо. Объем продавочной жидкости составляет значение, равное не менее суммарного объема насосно-компрессорных труб и забоя скважины. Закачивание и продавливание состава осуществляют при давлении не выше давления разрыва пласта. Затем производят технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов. При этом использование изолирующего состава приводит к снижению депрессии на 2-3% отн. от проектного значения. В этой связи последующий пуск скважины осуществляют вначале при пониженной депрессии с последующим выводом скважины на штатный режим.

Прорыв газа и воды происходит через высокопроницаемые пропластки неоднородного нефтяного или нефтегазового пласта. При закачивании в добывающие скважины гидрофобного вязкого изолирующего состава, указанный состав, в первую очередь, проникает в высокопроницаемые интервалы и пропластки прискважинной зоны неоднородного пласта. Указанный состав поглощает (растворяет) прорвавшийся газ и оттесняет воду в пласт. При закачивании в пласте создается эффективный газоизолирующий экран. При последующем пуске скважины в работу пластовая нефть легко вытесняет избыточный изолирующий состав. При этом используемый изолирующий состав не оказывает отрицательного влияния на проницаемость пласта для нефти.

Пример.

Изолирующий состав для реализации предлагаемого способа готовят следующим образом.

Гидрофобный глинистый материал, взятый в расчетном количестве, диспергируют в мазуте с получением изолирующего состава.

В качестве гидрофобного глинистого материала используют органобентонит «Орбент - 91» (ГОСТ 2458-079-17197708).

В качестве мазута используют мазут Ф5 (ГОСТ 10585-99).

В таблице 1 приведены значения реологических свойств - вязкости и предельного напряжения сдвига для составов, содержащих органобентонит «Орбент - 91» и мазут Ф5, взятых в различных массовых соотношениях.

Вязкость составов измеряют ротационным вискозиметром Реотест-3.

Значения предельного напряжения сдвига для вышеуказанных составов определяют на основе обработки кривых течения по модели Бингама: где

Р - напряжение сдвига, Па;

Ро - предельное напряжение сдвига, Па;

n - вязкость, Па×c;

- скорость сдвига, 1/с.

Данные таблицы 1 показывают, что составы, содержащие 0,1-3,0% масс органобентонит Орбент - 91 и мазут Ф5 - остальное, до 100% масс имеют незначительное предельное напряжение сдвига и удовлетворительную вязкость при пластовой температуре. Таким образом, использование вышеописанного изолирующего состава позволяет улучшить условия его проникновения в поровое пространство пласта.

При концентрации гидрофобного глинистого материала более 3%масс.состав становится вязким и непрокачиваемым.

Определение газоизолирующих свойств состава при осуществлении предлагаемого способа иллюстрируют на примере использования для неокомских пластов Северного Каспия. Порода продуктивного пласта представляет собой песчаник мелкозернистый, алевролитовый, малоглинистый, с включениями глины. Исследования проводят с использованием фильтрационной установки УИК-5 (ООО «Глобелнефтесервис»).

Газоизолирующую способность заявляемого способа определяют по методике, заключающейся в проведении следующих этапов.

Этап 1. Изготовление насыпной модели пласта.

Керн дезинтегрируют и экстрагируют спирто-бензольной смесью и высушивают при 105°С до постоянного веса, гомогенизируют. Подготовку моделей пласта проводят по общепринятой методике. Модели пласта из дезинтегрированного керна имеют начальную нефтенасыщенность около 69%, проницаемость по газу - 3-5 мкм2, проницаемость по нефти - 1-2 мкм2. Насыпные модели пласта представляют собой модели трещиноватой пористой среды нефтенасыщенного пласта, через который прорывается газ.

Этап 2. Насыщение насыпной модели пласта нефтью.

Изготавливают изовискозную модель нефти путем смешения обезвоженной нефти с очищенным керосином. После этого модель пласта размещают вертикально и изовискозную модель нефти подают сверху.

Этап 3. Моделирование прорыва газа через нефтенасыщенную модель пласта.

Насыпную нефтенасыщенную модель пласта вертикально помещают в установку УИК-5, создают противодавление в 5,0 МПа и нагревают до пластовой температуры (78-79°С). На вход в вертикально расположенную модель пласта подают газ (метан) и следят за появлением газа на выходе из модели пласта. Одновременно измеряют перепад давления и определяют количество жидкости на выходе из установки. Перепад давления, при котором происходил прорыв газа, определяют как максимальное значение перепада давления в ходе этапа эксперимента. Этап заканчивают после закачки 0,8-1 п.о. газа.

Этап 4. Моделирование процесса закачки.

Через низ вертикально расположенной модели пласта закачивают последовательно изолирующий состав и продавочную жидкость.

При этом контролируют перепад давления на концах модели пласта. При достижении максимального проектного значения перепада давления на модели пласта 1,4-2 Мпа автоматически снижают скорость подачи.

Таким образом, моделируют процесс закачки изолирующего состава и продавочной жидкости для удовлетворения условия соответствия значения давления закачки не выше давления разрыва пласта.

После окончания процесса закачки в пласт модель выдерживают 12 часов в состоянии покоя.

Этап 5. Моделирование прорыва газа через пористую среду, обработанную газоизолирующим составом.

Моделирование повторного прорыва газа проводят аналогично этапу 3. На вход в вертикально расположенную модель пласта подают метан и следят за появлением газа на выходе из модели пласта. Одновременно измеряют перепад давления и определяют количество жидкости на выходе из установки. Перепад давления, при котором происходит прорыв газа, также определяют как максимальное значение перепада давления в ходе эксперимента. Объем закачки газа обычно составляет около 0,8-1 п.о., что достаточно для стабилизации перепада давления.

Далее рассчитывают газоизолирующую способность (Ф) заявляемого способа путем определения отношения максимального перепада давления при прорыве газа после закачки газоизолирующего состава в пористую нефтенасыщенную модель пласта к максимальному перепаду давления при прорыве газа через нефтенасыщенную модель пласта без использования закачки указанного состава при одинаковой скорости фильтрации газа по формуле:

Ф=(ΔРсост/ΔРнефт)×100%, где

Ф - газоизолирующая способность, % отн.

ΔРсост - максимальный перепад давления при прорыве газа через пористую среду (модель пласта), обработанную составом, Па

ΔРнефт - максимальный прорыв давления при прорыве газа через пориую среду (нефтенасыщенную модель пласта) с остаточной водонасыщенностью, Па.

Полученные данные приведены в таблице 2.

Данные таблицы 2 показывают, что составы с концентрацией глинистого материала менее 1% масс. не обладают достаточной газоизолирующей способностью при повышенной пластовой температуре, в отличие от составов, содержащих 1% масс. и более гидрофобной глины. Таким образом, оптимальными технологическими свойствами обладает газоизолирующий состав на основе мазута, содержащий не менее 1,0% масс. и не более 3,0%масс.гидрофобного глинистого материала.

Описываемый способ позволяет повысить нефтеотдачу на 2,0-3,0% об., дебит скважин по нефти - на 1-40 т/сут, КИН месторождения (участка) - до 20% отн.