Способ обработки нагнетательных скважин

Способ обработки нагнетательных скважин

Реферат

 

Изобретение относится к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи пластов при эксплуатации нефтяных скважин в условиях заводнения. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пластов заводнением. В способе обработки нагнетательных скважин, включающем порционную закачку в пласт порций тампонажных материалов - гелеобразующих составов ГОС с различными реологическими характеристиками на основе адсорбирующегося на породу пласта полимера - полиакриламида, дисперсий кольматирующих составов КС с различными размерами частиц дисперсной фазы с последующей после тампонирования обработкой призабойной зоны скважины деблокирующим составом, используют КС с размерами частиц дисперсной фазы, не фильтрующихся в относительно низкопроницаемую поровую часть обрабатываемого пласта, которую включают в первую порцию ГОС, а деблокирующий состав включает агенты, растворяющие полимер, гель и кольматант.

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а именно к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи при бурении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин в условиях поддержания пластового давления путем заводнения.

Известен способ обработки нагнетательных скважин путем формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и (или) кольматирующих частиц за счет последовательных закачек порций тампонажных материалов (патент РФ 2039225, Е 21 В 43/22, 1995 г.).

Однако этот способ не предотвращает попадания значительных количеств тампонажного состава в относительно низкопроницаемую часть пласта и закупорки его.

Известен также способ обработки нагнетательных скважин, уменьшающий степень тампонирования относительно низкопроницаемой части пласта за счет закачки порций гелеобразующих составов ГОС и дисперсий кольматирующих составов КС с различными размерами частиц дисперсной фазы в "русло" кинжальных прорывов нагнетаемых вод, чередуя порции тампонажного раствора и продавочной жидкости (воды) (патент РФ 2131022, Е 21 В 43/22, 1998 г. - прототип).

Однако этот способ полностью не предотвращает попадания тампонажного состава в относительно низкопроницаемую часть пласта, что приводит к задержке на 1-4 месяца реакции окружающих добывающих скважин (время "продувки" изолирующего состава из низкопроницаемых зон), а также получению отрицательных результатов по нефтеотдаче за счет уменьшения охвата пласта заводнением.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением с использованием фильтрующихся тампонажных материалов для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем порционную закачку в продуктивный пласт ГОС и КС с различными размерами частиц, первую порцию тампонажного состава готовят из адсорбирующегося на породу пласта полимера, включающего КС с размерами частиц дисперсной фазы, не фильтрующихся в относительно низкопроницаемую часть обрабатываемого пласта. Кроме того, после проведения тампонажных работ в высокопроницаемых участках пласта для вскрытия относительно низкопроницаемой части пласта осуществляют обработку призабойной зоны скважины деблокирующим составом, включающим растворители полимера, геля и кольматанта.

Это позволит тампонировать высокопроницаемые зоны пласта, по которым происходят опережающие прорывы закачиваемой воды, с сохранением проницаемости относительно низкопроницаемых участков, что приведет к расширению охвата пласта заводнением и вследствие этого к увеличению нефтеотдачи пластов.

Способ осуществляют следующим образом.

Закачивают первую порцию водного раствора полиакриламида (ПАА) или ГОС, с объемом 2-10 м с включением в его состав бентонитового глинопорошка или мела в количестве 10-15 кг на 1 м³ тампонажного раствора. Концентрацию ПАА, размер частиц и количество порошка подбирают на основании предварительных лабораторных исследований на керновом материале таким образом, чтобы глубина проникновения тампонажного состава в относительно низкопроницаемую часть пласта (модели пласта) не превышала нескольких миллиметров. Затем осуществляют закачку расчетного объема фильтрующегося тампонажного материала любого вида (обычно от 5 до 50 м/м эффективной мощности пласта).

По окончании изоляционных работ осуществляют обработку призабойной зоны скважины с целью деблокирования относительно низкопроницаемой части пласта установкой соляно-кислотной или глинокислотной ванны с добавкой деструктора ПАА, например натрия хлорноватисто-кислого. Концентрацию кислоты и соли (деструктора), время выдержки и другие компоненты состава ванны (ПАВ, ингибитор коррозии и т.п.) подбирают на основании предварительных лабораторных исследований по восстановлению проницаемости керна (модели пласта). Продукты реакции вымывают из призабойной зоны промывкой, либо продавливают в глубину пласта и пускают скважину под закачку.

Указанный способ может быть совмещен с другими геолого-техническими мероприятиями, например обработками растворителями АСПО, растворами ПАВ, кислотными обработками пласта, гидроимпульсным воздействием и т.п.

Пример 1. В лабораторных условиях использовали модель пласта из двух элементов различной проницаемости с общим входом и выходом. Элементы представляли собой стальные трубы длиной по 0,46 м и внутренним диаметром 0,046 м, заполненные кварцевым песком различного гранулометрического состава. Проницаемость высокопроницаемого элемента по воде около 10 мкм² низкопроницаемого - около 0,3 мкм². Модель насытили водой и закачали 0,2 порового объема (суммарного двух элементов) ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,35%, КССБ-2 0,7% и бентонитового глинопорошка 1%, затем 0,8 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,40%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,50%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60^oС для образования геля элементы поместили на 2 ч в раствор следующего состава: соляная кислота 12%, бифторид аммония 3%, катионактивный ПАВ "Дон-ДТХ" 0,1%, натрий хлорноватисто-кислый 5%. Определили проницаемость по воде каждого элемента в отдельности: высокопроницаемого 0,06 мкм², низкопроницаемого 0,28 мкм². Видно, что проницаемость низкопроницаемой части практически сохранена.

Пример 2. В модель пласта (по примеру 1) закачали 0,2 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,30%, КССБ-2 0,6%, мела молотого с гранулометрической фракцией 0,05-0,01 мм 3%. Затем закачали 0,3 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,30%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-20,5%, затем 0,3 суммарного порового объема воды и еще 0,2 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,4%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,5%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60^oС для образования геля элементы поместили на 1,5 ч в раствор следующего состава: соляная кислота 12%, натрий хлорноватисто-кислый 5%, КПАВ "Дон-ДТХ" 0,1%. Определили проницаемость по воде каждого элемента в отдельности: высокопроницаемого 0,09 мкм², низкопроницаемого 0,29 мкм². И в этом случае сохранена проницаемость низкопроницаемой части.

Пример 3. В модель пласта (по примеру 1) закачали 0,3 порового объема (суммарного двух элементов) водного раствора ПАА 0,5% концентрации со степенью гидролиза 20% и 3% бентонитового глинопорошка, затем 0,7 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,40%, бихромата натрия 0,25%. КССБ-2 - 0,50%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60^oС для образования геля элементы поместили на 2 ч в раствор следующего состава: соляная кислота 10%, бифторид аммония 5%, неонол 0,5%, натрий хлорноватистокислый 5%. Определили проницаемость по воде: высокопроницаемого элемента 0,08 мкм², низкопроницаемого 0,27 мкм². И в этом случае низкопроницаемая часть элемента оказалась защищенной от тампонирования.

Пример 4 (по прототипу). В модель пласта (по примеру 1) закачали 0,2 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,30%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,50%, затем 0,15 суммарного порового объема воды, затем 0,15 суммарного порового объема 1,5%-ную суспензию бентонитового порошка в воде, затем 0,2 суммарного порового объема воды и в заключении еще 0,3 суммарного порового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,40%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-2 0,50%. После выдержки модели в течение 24 ч при 60^oС элементы поместили на 2 ч в раствор, как указано в примере 1. Определили проницаемость по воде каждого элемента в отдельности: высокопроницаемого 0,07 мкм² низкопроницаемого 0,04 мкм².

Как видно из приведенных выше примеров, предлагаемый способ эффективно защищает относительно низкопроницаемую часть пласта от тампонирующего эффекта при осуществлении технологий выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, что приведет к повышению нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением.

Формула изобретения

Способ обработки нагнетательных скважин, включающий порционную закачку в пласт порций тампонажных материалов - гелеобразующих составов ГОС с различными реологическими характеристиками на основе адсорбирующегося на породу пласта полимера - полиакриламида, дисперсий кольматирующих составов КС с различными размерами частиц дисперсной фазы с последующей после тампонирования обработкой призабойной зоны скважины деблокирующим составом, отличающийся тем, что используют КС с размерами частиц дисперсной фазы, не фильтрующихся в относительно низкопроницаемую поровую часть обрабатываемого пласта, которую включают в первую порцию ГОС, а деблокирующий состав включает агенты, растворяющие полимер, гель и кольматант.

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.08.2005        БИ: 23/2005