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 при преждевременных прорывах газа, приводящих к снижению дебита по нефти и, как следствие, к снижению коэффициента извлечения нефти из пласта.

Известен состав для водоизоляции скважин по патенту RU 2286375, в котором для изоляции применяется смесь отработанных автомобильных масел и светлых нефтепродуктов в указанном составе в количестве 5-55 об. %.

Недостатком указанного состава является невозможность его применения для газоизоляции в условиях трещиноватых и высокопроницаемых пластов.

Более близким к заявленному способу 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. 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 (гидродинамическийгенератор колебаний, установленный в колонне насосно-компрессорных труб).

Техническая проблема настоящего изобретения заключается в повышении эффективности и технологичности способа газоизоляции при повышенном коэффициенте извлечения нефти.

Указанная проблема решается описываемым способом изоляции газопритоков в добывающих скважинах, заключающимся в том, что проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в гомогенной смеси отработанного масла и мазута, взятых при следующем соотношении компонентов, масс. %: гидрофобный глинистый материал - 1,0-2,0, отработанное масло - 10,0-50,0, мазут - остальное, до 100, с последующим продавливанием 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 проектный режим работы, причем закачку изолирующего состава и продавочной жидкости проводят при давлении не выше давления гидроразрыва пласта.

Достигаемый технический результат заключается в повышении надежности газоизоляции неоднородного пласта.

Способ проводят следующим образом.

Отработанное моторное масло и мазут, взятые в рассчитанных количествах смешивают до образования гомогенной смеси. Затем в указанной смеси диспергируют рассчитанное количество гидрофобного глинистого материала до образования устойчивой дисперсной системы.

Используемое отработанное масло имеет достаточно высокую вязкость и содержит в своем составе микродисперсные частицы, образующиеся в процессе эксплуатации (например, износа двигателя), поверхностно-активные вещества и продукты окисления масла, являющиеся стабилизаторами данной дисперсии и гидрофобизатором породы пласта. Мазут добавляют в целях стабилизации суспензии, повышения эксплуатационных свойств состава, регулирования газоизолирующих свойств состава. Описываемый состав обеспечивает снижение отрицательного воздействия на проницаемость призабойной зоны пласта для нефти.

В заявляемом способе используют различные отработанные моторные масла, в частности, соответствующие требованиям ГОСТ 21046-2015.

В данном способе предпочтительно используют мазут с вязкостью не более 100 мПа*с при 20°С (например, флотский мазут Ф5).

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

В качестве продавочной жидкости используют жидкие углеводородные смеси, предпочтительно, дегазированную нефть месторождения, нефтяной растворитель типа Нефрас, дизельное топливо.

Приготовленный состав закачивают в скважину и продавливают рассчитанным количеством продавочной жидкости. При этом объем продавочной жидкости превышает суммарное значение объемов насосно-компрессорных труб и скважины до зоны изоляции и предпочтительно, составляет 1,5 объема насосно-компрессорных труб и скважины до зоны изоляции.

Закачивание и продавливание состава осуществляют при давлении не выше давления гидроразрыва пласта. Затем производят технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов. Последующий пуск скважины осуществляют при пониженной депрессии (не менее, чем в 2 раза по с равнению с проектным значением) с последующим выводом скважины на проектный режим работы.

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

Пример 1.

Изолирующий состав для реализации предлагаемого способа готовят следующим образом.

Смешивают отработанное масло и мазут для получения гомогенной смеси с вязкостью не более 100 мПа*с при 20°С. Гидрофобный глинистый материал, взятый в расчетном количестве, диспергируют в полученной смеси 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 качестве отработанного моторного масла используют отработанное моторное, соответствующее ГОСТ 21046-2015

В таблице 1 приведены значения реологических свойств - вязкости и предельного напряжения сдвига для предлагаемых в заявляемом способе изолирующих составов, содержащих органобентонит «Орбент - 91», отработанное моторное масло и мазут Ф5, взятые в различных количествах.

Вязкость составов измеряют ротационным вискозиметром Реотест-3.

Значения предельного напряжения сдвига для вышеуказанных составов определяют на основе обработки кривых течения по модели Бингама: Р=Р_о+п×, где

Р - напряжение сдвига, Па;

Р_о - предельное напряжение сдвига, Па;

n - вязкость, Па×с;

- скорость сдвига, 1/с.

Выбранные по оптимальным значениям величины предельного напря-жения сдвига и вязкости при пластовой температуре согласно приведенным в таблице 1 данным, составы №1, №2, №3, №4, №5, №6, №7, №8, №9, №10, №11 используют для определения газоизолирующих свойств.

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 фильтраци-онной 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.

Газоизолирующую способность (Ф) можно рассчитать путем определения отношения величины максимального перепада давления при прорыве газа после закачки газоизолирующего состава в пористую нефтенасыщенную модель пласта к величине максимального перепада давления при прорыве газа через нефтенасыщенную модель пласта без использования закачки указанного состава при одинаковой скорости фильтрации газа по формуле:

Ф=(ΔP₁/ΔP₂), где

ΔP₁ - максимальный перепад давления при прорыве газа через пористую среду (модель пласта), обработанную изолирующим составом, Па

ΔР₂ - максимальный перепад давления при прорыве газа через пористую среду (нефтенасыщенную модель пласта) с остаточной водонасыщенностью (без обработки изолирующего состава), Па.

Полученные данные приведены в таблице 2.

Данные таблицы 2 показывают, что составы с концентрацией гидрофобного глинистого материала менее 1,0%масс.не обладают достаточной газоизолирующей способностью при пластовой температуре, в отличие от составов, содержащих более 1,0% масс. гидрофобного глинистого материала. Однако, при содержании гидрофобного глинистого материала более 2%, вязкость состава достигает значения, при котором состав становится непрокачиваемым. Оптимальными значениями вязкости, предельного напряжения сдвига и газоизолирующей способности обладают газоизолирующие составы №4, №5, №6, №8, №9, №10, №11

В таблице 3 приведены значения газоизолирующей способности (Ф) на примере состава 8, используемого в описываемом способе при различных значениях проницаемости модели пласта для нефти. Исследования газоизолирующей способности проводят после закачивания в модель пласта 0,2 п.о. (поровые объемы) указанного состава.

Вышеприведенные данные показывают, что используемый в предлагаемом способе состав оказывает оптимальное изолирующее воздействие на пласт.

В результате использования предлагаемого способа обеспечивается повышение нефтеотдачи на 2,0-5,0% об., дебита скважин по нефти - на 3-50 т/сут, КИН месторождения (участка) - до 10% отн.