Способ изоляции обводненного пласта

Способ изоляции обводненного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: ремонт нефтяных и га зовых скважин. Сущность изобретения: осуществляют обработку пласта соляной кислотой до выравнивания кислотности пласта с кислотностью состава. Закачивают водоизолирующий состав двумя пачками путем последовательно-раздельного введения в пласт регулятора отверждения и остаточного водоизолирующего состава. В качестве регулятора отверждения используют этанол или толуол, или ацетон, или легкую нефть, В качестве остаточного водоизолирующего состава используют состав при следующем соотношении компонентов , мас.%: полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение 9,0-66,7; хлорид поливалентного металла 0,3-1,0; вода 33,0-90,0. Объем первой пачки регулятора отверждения составляет 1-5 объемов первой пачки остаточного водоизолирующего состава, объем которого составляет 1/4-1/5 от его общего объема. Оставшийся объем закачивают в виде второй пачки. Затем закачивают разделительную жидкость, Поддерживают противодавление. Выдерживают на время, коагуляции. 3 з.п.ф-лы, 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)я Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

4 Р""Щ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4908645/03 (22) 04.02.91 (46) 15.04.93, Бюл. ¹ 14 (71) Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам Научно-производственного объединения "Бурение" (72) Л. А. Скородиевская, Д. В, Хосроев, А, M. Строганов, В, М, Строганов, K. Э. Колесников и Н. А. Сушкова (56) Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы . их применения на месторождениях Западной Сибири. И. О„серия "Нефтепромысловое дело", вып. 1 (130),.М., 1987, с, 18-19. (54) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННОГО ПЛАСТА (57) Использование: ремонт нефтяных и га-. зовых скважин. Сущность изобретения: осу, ществляют обработку пласта соляной кислотой до выравнивания кислотности пласта с кислотностью состава. Закачивают

Изобретение относится к ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для ограничения водопритоков в скважинах, Цель изобретения —. повышение надежности изоляции за счет возможности обеспечения предварительной модификации поверхности пор обводненного пласта.

Введение регулятора (замедлителя) отверждения по заливочным трубам в затрубное пространство .способствует созданию гомогенной системы, особенно при высокой забойной температуре. Кроме того, при за„„Я3 „„1808998 А1 водоизолирующий состав двумя пачками путем последовательно-раздельного введения в пласт регулятора отверждения и остаточного водоизолирующего состава. В качестве регулятора отверждения используют этанол или толуол, или ацетон, или легкую нефть, В качестве остаточного водоизолирующего состава используют состав при следующем соотношении компонентов, мас, : полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение 9,0 — 66,7; хлорид поливалентного металла 0,3-1,0; вода 33,0 — 90,0, Объем первой пачки регулятора отверждения оставляет 1 — 5 объемов первой пачки остаточного водоизолирующего состава, объем которого составляет 1/4 — 1/5 от его общего объема. Оставшийся объем закачивают в виде второй пачки. Затем закачивают разделительную жидкость, Поддерживают противодавление. Выдерживают на время. коагуляции. 3 з,п.ф-лы, 1 табл. качке первой пачки в пласт, регулируя давлением закачки растворителя или же расходом первой пачки состава по НКТ, можно в пределах времени закачки первой пачки менять соотношение: состав — растворитель, Если в начале подачи первой пачки несколько увеличить расход растворителя, то в этом случае будет происходить одновременно и очистка поровых каналов, что облегчает закачку реагента.

Предварительная закачка кислоты, ре-. гулятора отверждения — растворителя, первой порции остаточного водоизолирующего

1808998 состава (1/4-1/5 его объема), затем второй порции состава (оставшийся объем) обеспечивают модификацию компонентами состава поверхности частиц породы,.в результате чего исключается преждевременное гелеобразование за счет щелочности породы, причем при прохождении второй порции состава практически отсутствуют сорбционное и химическое взаимодействия с породой, что обеспечивает глубокое проникновение состава в пласт.

Пример, Используемые в опытах реагенты; полифункциональные алкоксисодержащие кремнийорганические соединения (КОС); а именно кремнийорганические эфиры — тетраэтоксисилан (ТЭОС), этилсиликат-32 (ЭС вЂ” 32), этилсиликат-40 (ЭС-40), хлориды поливалентных металлов: Т!С!4, SnCI4, РеС!з, растворители: этанол, толуол, ацетон, легкая нефть, кислота соляная 22 - 20 ная ингибированная.

Скважина — добывающая нефтяная, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 10 м, вскрытый по всей толщине, Кровля пласта расположена на глубине 2020 м. В эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спущены насосно-компрессорные (НКТ) трубы диаметром 73 мм и длиной 2000 м, 30

Пластовая температура 75 С, пластовое давление 19 МПа, Приемистость пласта составляет 300 м при давлении 12 МПа. з

С целью изоляции воды в пласте необходимо в приствольной зоне скважины создать изолирующий экран протяженностью

1 м, Расчетный объем водоизолирующего состава (Ч„) составит

Ч = д(Я2 — p) hm M (1) где r — радиус ствола скважины, м; 40

R — радиус изоляционного экрана, Р = г

+1,м;

h — толщина пласта, м;

m — пористость породы пласта, относит. ед, 45

Для данного примера r = 0,1; R = 1,1 м, h = 10 м; m = 0,25, Подставляя эти значения в формулу (1), находим 1/,, что составляет

=10м .

В качестве водоизолирующего реагента взят состав при следующем соотношении компонентов, мас. :

Этилсиликат-32 40,0

TICI4 0,5

Пластовая вода 59,5 55

В качестве разделительной буферной жидкости используется пластовая вода данного месторождения. Закачка жидкости при проведении работ осуществляется двумя агрегатами ЦА-320М

Обработка скважины производите следующим об разом.

Первоначально скважина заполнена жидкостью (водой), При открытой задвижке затрубного пространства в НКТ закачивается кислота (5 м 22 -ного раствора НС!), з затем буферная жидкость(пластовая вода) в количестве, равном объему эксплуатационной колонны между низом НКТ и подошвой обводненного пласта (h1 = 20+ 10 = 30 м)

Чбуф1= лГ h1 = 0,5м (2)

Следом за первой пачкой буферной жидкости в НКТ закачивается растворитель — легкая безводная нефть. Растворитель взят в количестве, равном 1/4 Vo, т.е, VI = з

2,5 м .. В данном случае соотношение объема растворителя и первой пачки тампонажного материала взято 1;1. Затем закачивается вторая разделительная пачка жидкости (Чбуф2 = 2 мз), вслед за которой закачивается первая пачка тампонажного состава (Ч1) в количестве 1/4 от общего объема(Vo),т,е. Ч1=2,5м . Затем — третья пачка з разделительной буферной жидкости — пла- стовая вода (Чбуфз = 4 м ) и остальной объем з приготовленного тампонажного состава (Ч2

=Чо — Ч1=7,5M ), При этом, как только кислота доходит до башмака НКТ, закрывается задвижка затрубного пространства и кислота продавли-. вается в пласт, растворитель достигает башмака НКТ, когда, согласно расчету, задвижка вновь открывается и растворитель поднимается в затрубное пространство, после чего задвижка закрывается. В дальнейшем расход жидкости при подаче в НКТ должен быть таким, чтобы поддерживать давление в затрубном пространстве на устье не менее 2 МПа. После достижения башмака НКТ первой пачки водоизолирующего состава задвижка затрубного пространства опять открывается, а второй агрегат начинает закачку растворителя, причем расходы агрегатов, качающих в НКТ и затрубное пространство, равны. (Если отношение растворителя к тампонажному составу берется больше 1, то и расход через затрубное пространство должно быть во столько же раз больше расхода через НКТ), Смешивание тампонажного состава (Ч1) с растворителем происходит на забое в турбулентном режиме при пластовой температуре. После закачки в пласт образовавшегося раствора задвижка закрывается. После того. как в НКТ последовательно будут закачаны V6yf2 V1 Чбуфз и V2, все продавливается в пласт продавочной жидкостью, которой может быть пластовая вода, в количестве Чнкт+ Чбу41 =- б,б+ 0,5- з

7,1 м . После завершения всех операций

1808998

Влияние компонентов водоизолирующего состава на время гелеобразования скважину оставляют на 03С при давлении равном давлению в конце закачки, Обводненный пласт прочно запечатывается, обеспечивая надежность проведенных водоиэоляционных работ, 5

Таким образом, в заявляемом способе растворитель вводится в состав на забое скважины путем параллельной закачки.

Благодаря этому достигается лучшая по сравнению с прототипом однородность смеси 10 (за счет действия повышенных температуры и давления). При этом имеется возможность гибкого реагирования на возможные осложнения при проведении закачки в пласт (неожиданный рост давления и его падение), 15

Предварительная модификация поверхности пор пласта повышает степень закупорки пор за счет создания прочной непроницаемой пленки; а предложенная технология раздельного введения в пласт 20 водоизолирующего состава обеспечивает надежную изоляцию обводненных пластов, повышая тем самым нефтеотдачу в процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений. 25

Формула изобретения

1, Способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку водоизолирующего . состава, содержащего полифункциональное 30 алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение, хлорид поливалентного металла и регулятор отверждения, поддержание противодавления и выдержку на время коагуляции, отличающийся тем,что„с целью 35 повышения надежности изоляции за счет возможности обеспечения предварительной модификации поверхности пор обводненного пласта, перед закачкой водоизолирующего состава осуществляют 40 обработку пласта соляной кислотой до выравнивания кислотности пласта с кислотностью состава, в водоизолирующий состав дополнительно вводят воду. а закачку водоизолирующего состава осуществляют путем последовательно-раздельного введения в пласт, после обработки его соляной кислотой, регулятора отверждения и остаточного водоизолирующего состава, который вводят двумя пачками, причем объем регулятора отверждения составляет 1 — 5 объемов первой пачки остаточного водоизолирующего состава, объем которой составляет 1/4 — 1/5 от общего объема состава, а после обработки соляной кислотой введения регулятора отверждения и каждой закачиваемой пачки остатсчного водоиэолирующего состава закачивают разделительную жидкость, при этом компоненты остаточного водоизолирующего состава используют при следующем их соотношении, мас, 7, :

Полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение 9,0 — 66,7

Хлорид поливалентного металла 0,3 — 1,0

Вода . 33,0 — 90,0.

2. Способ по и. 1, о тл ича ю щий с я тем, что в качестве полифункционального алкоксисодержащего кремнийорганического соединения используют тетраэтоксисилан или этилсиликат-32 или этилсиликат-40.

3. Способ по и, 1, отличающийся тем, что в качестве регулятора отверждения используют этанол или толуол, или ацетон, или легкую нефть.

4. Способ по и, 1, о тл ич а ю щи и с я тем, что используют ингибированную соля- ную кислоту с концентрацией до 22;ь.