Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Известен способ ограничения водопритока в скважину с использованием гидролизованного полиакрилонитрила (гипана), который включает закачивание в пласт гипана и водного раствора хлорного железа, в результате их взаимодействия образуется осадок, закупоривающий водопроводящие каналы (АС №595488, МПК E21B 33/138, опубл. 28.02.1978, бюл. №8).

Недостатками известного способа являются то, что использование способа может привести к закупориванию не только водоносных, но и нефтеносных каналов, а также то, что использование в качестве гелеобразователя раствора хлорного железа вызывает коррозию металла обсадной колонны.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому предложению является способ изоляции водопритока в скважину (патент RU №2059057, МПК E21B 33/13, опубл. 27.04.1996, бюл. №12). Способ включает образование временного барьера путем закачки гелеобразующего состава из водоспиртового раствора этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или водоспиртового раствора метилсиликоната натрия ГКЖ-11, нейтрализованного соляной кислотой до водородного показателя pH=8-9. После перфорации временный барьер удаляют путем закачки 5-15%-ного раствора едкого натра в количестве, обеспечивающем его растворение, и продавливают в нефтенасыщенный пласт.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока, необходимость дополнительных операций: перфорации, закачки раствора едкого натра, технологической выдержки на растворение временного барьера и продавливание продуктов растворения в продуктивный пласт.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти.

Техническая задача решается способом изоляции водопритока в скважине, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава.

Новым является то, что первоначально закачивают первую порцию гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

после чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч, после чего запускают ее в работу.

Реагенты, применяемые в предложении:

- водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·10⁶ и степенью анионности 1,9 (далее водорастворимый полимер);

- калий хлористый по ГОСТ 4568-95;

- натрия тиосульфат по ГОСТ 244-76;

- натрия бихромат по ГОСТ 2651-78;

- кислота соляная ингибированная по ТУ 2458-264-05765670-99;

- пресная вода плотностью 1000 кг/м³;

- гипохлорит натрия по ГОСТ 11086-76.

Водорастворимый полимер - порошок белого цвета, который хорошо растворяется в воде с образованием вязкого раствора, получен сополимеризацией акриламида и акрилата щелочного металла без сшивки. Он предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известно, что в пласте не существует строго нефтенасыщенных и водонасыщенных пропластков (в нефтенасыщенном присутствует вода и наоборот). Из-за того, что в нефтенасыщенном пропластке всегда присутствует вода, гелеобразование происходит частично и в нефтенасыщенной части пласта. Необходимо также отметить, что проницаемость водонасыщенного пласта, как правило, всегда больше, чем у нефтенасыщенного пласта, поэтому изолирующие составы при закачивании фильтруются преимущественно в водонасыщенную часть. Для предотвращения гелеобразования в нефтенасыщенной части пласта в заявляемом способе предусмотрено закачивание гелеобразующего состава совместно с гипохлоритом натрия (разрушающим реагентом). Водный раствор гипохлорита натрия в кислой водной среде гидролизуется с образованием СГ ионов, в результате окисляющего воздействия которых происходит разрушение геля, образованного из гелеобразующего состава. Гелеобразующий состав с гипохлоритом натрия поступает как в водонасыщенную часть пласта, так и в нефтенасыщенную часть пласта и создает дополнительное сопротивление продвижению гелеобразующего состава в нефтенасыщенную часть пласта без гипохлорита натрия, который закачивают после гелеобразующего состава с гипохлоритом натрия. После закачивания гелеобразующего состава с гипохлоритом натрия и гелеобразующего состава без гипохлорита натрия производится технологическая выдержка в течение 24 ч, при этом в водонасыщенной части пласта происходит образование водоизоляционного экрана, а в нефтенасыщенной части пласта происходит разрушение геля, и после освоения скважина работает без потери продуктивности по нефти. Количество добавляемого гипохлорита натрия зависит от времени гелеобразования состава: для короткого времени гелеобразования (5 ч) используют максимальное количество гипохлорита натрия - 20 мас.ч. к 100 мас.ч. гелеобразующего состава, а для длительного времени гелеобразования (20 ч) используют минимальное количество гипохлорита натрия - 6 мас.ч. к 100 мас.ч. гелеобразующего состава.

Гелеобразующий состав содержит в мас.ч.:

В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. В химический стакан приливают 500 мл пресной воды (100 мас.ч.) и pH воды снижают до pH=5,31, добавляя 0,2 мл 24%-ной ингибированной соляной кислоты.

Далее при непрерывном перемешивании содержимого стакана на лопастной мешалке в воду добавляют 10 г калия хлористого (2 мас.ч.) и продолжают перемешивание до полного его растворения (около 3 мин). При дальнейшем непрерывном перемешивании в содержимое стакана добавляют 3 г натрия тиосульфата (0,6 мас.ч.) и продолжают перемешивание до его полного растворения (около 5 мин). Далее при непрерывном перемешивании содержимого стакана в раствор, не допуская образования комков, медленно всыпают 3 г водорастворимого полимера акриламида (0,6 мас.ч.) и перемешивают смесь до полного растворения (около 20 мин) со скоростью 500 об/мин. Непосредственно перед началом испытаний к приготовленному раствору при перемешивании добавляют 0,6 г натрия бихромата (0,12 мас.ч.) и продолжают непрерывное перемешивание до полного его растворения (около 3 мин). Конец сшивки при таком соотношении гелеобразующего состава происходит через 4 ч. Отливают 100 мл (20%) гелеобразующего состава в отдельный стакан, добавляют 20 мл раствора гипохлорита натрия и перемешивают стеклянной палочкой. Полное разрушение гелеобразующего состава с гипохлоритом натрия происходит через 5 ч. В случае, когда гелеобразование длительное - 20 ч, необходимо, чтобы разрушение геля тоже происходило в пределах этого времени. Экспериментально получено, что для времени разрушения в пределах 4-20 ч необходимо добавление гипохлорита натрия в пределах 6-20 мас.ч. к 100 мас.ч. гелеобразующего состава. Результаты экспериментов отражены в таблице.

С целью подтверждения работоспособности предлагаемого способа провели модельные испытания, для чего приготовили две трубчатые модели пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненные кварцевым песком, имитирующим терригенный коллектор. Модели обвязывали капиллярными трубками, имеющими краны и позволяющими закачивать испытуемые жидкости в каждую модель по отдельности или в обе модели одновременно. Обе модели первоначально насыщали пресной водой, затем во вторую модель закачивали нефть таким образом, чтобы в модели нефтяного пласта оставалось 90% нефти. Далее в обе модели закачивали гелеобразующий состав с гипохлоритом натрия в количестве одного порового объема, замеряли объемы вытесненной при этом жидкости и определяли, что из водонасыщенной модели вытеснилась 0,9 части порового объема жидкости, а из нефтенасыщенной - 0,1 части порового объема. Далее в обе модели одновременно закачивали гелеобразующий состав без гипохлорита натрия в количестве двух поровых объемов, после чего из водонасыщенной модели вытеснилась 1,9 части порового объема жидкости, а из нефтенасыщенной - 0,1 части порового объема. Модели оставляли на технологическую выдержку в течение 24 ч. Далее в водонасыщенную модель под давлением 20 атм прокачивали воду, а в нефтенасыщенную модель - нефть, при этом вытеснение воды из водонасыщенной модели не наблюдалось, а из нефтенасыщенной модели вытеснялась безводная нефть с тем же расходом, как и до закачки гелеобразующего состава.

По аналогичной методике проводили модельные испытания без предварительного закачивания гелеобразующего состава без гипохлорита натрия и определили, что объем вытесняемой нефти в этом случае снизился в 1,5 раза, что свидетельствует о снижении продуктивности нефтяной модели пласта.

Таким образом, модельные испытания свидетельствуют о качественной изоляции водопритока в водонасыщенной модели и отсутствии потери продуктивности по нефти в нефтенасыщенной модели, что позволяет сделать вывод о выполнении технической задачи и работоспособности предлагаемого способа изоляции водопритока в скважине.