Способ изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах

Способ изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции вод в добывающих скважинах и интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов.

Известен способ регулирования проницаемости пласта путем закачки в пласт через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора, а до и после закачки гелеобразующего раствора закачивают эмульсиеобразующую оторочку (патент РФ №2148160, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/32, опубл. БИ №12, 2000 г.).

К недостаткам способа можно отнести большие затраты времени на приготовление гелеобразующего раствора и длительное время выдерживания скважины на реагирование.

Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду. Состав закачивают одновременно-раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит полимер, жидкое стекло и воду, другой - водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока, в количестве 5-35% от общего объема состава, при этом в качестве полимера в составе используют гипан (патент РФ №1774689, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №1, 1996 г.).

Недостатками известного способа являются его сложность и многоступенчатость, длительное время выдерживания скважины на реагирование.

Эти недостатки устранены в способе изоляции вод в карбонатных или карбонизированных пластах, выбранном нами в качестве прототипа (патент РФ №1710698, МПК Е21В 33/13, опубл. БИ №5, 1992 г.), включающем закачку цементной суспензии в пласт и промывку ствола скважины после цементирования, причем перед закачкой цементной суспензии дополнительно в пласт последовательно закачивают 3-10%-ный и 20-27%-ный растворы алюмохлорида. Раствор алюмохлорида повышенной концентрации закачивают в количестве 0,5 м³ на 1 м толщины обрабатываемого пласта, а промывку ствола скважины проводят не позднее чем через 30 мин после закачивания в пласт цементного раствора. Известный способ имеет низкую эффективность, связанную с низкой устойчивостью гидроизолирующего геля, создаваемого водным раствором алюмохлорида с концентрацией 3-10%. Необходимо также отметить, что в данном способе промывка ствола скважины не позднее чем через 30 мин после закачки в пласт цементного раствора отрицательно сказывается на прочности цементного камня, так как полное отверждение цементного раствора при контакте с 20-27%-ным раствором алюмохлорида находится в пределах 1-6 ч, что способствует появлению пористости и трещиноватости в цементном камне, который не способен противостоять перепадам давления в течение длительного времени.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции вод в карбонатных пластах за счет увеличения устойчивости и прочности геля при одновременном обеспечении длительности эффекта изоляции и интенсификации притока нефти.

Задача решается предлагаемым способом изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах, включающим последовательную закачку 3-10%-ного раствора алюмохлорида, 20-27%-ного водного раствора алюмохлорида и цементной суспензии.

Новым является то, что 3-10% раствор алюмохлорида используют в 0,01-0,05%-ном водном растворе полиакриламида, а перед закачкой водного 20-27%-ного раствора алюмохлорида, который закачивают из расчета 2-4 м³ на 1 м толщины обрабатываемого пласта, закачивают 10%-ный раствор гидролизованного полиакрилонитрила.

Гидроксохлористый алюминий (алюмохлорид) - отход производства алкилирования бензола олефином и представляет собой жидкость светло-желтого или сероватого цвета с зеленоватым оттенком. Выпускается в соответствии с ТУ 38.302163-94.

Гидролизованный полиакрилонитрил - однородная жидкость от желтоватого до темно-коричневого цвета с запахом аммиака, хорошо растворимая в пресной воде. Согласно ТУ 6-01-166-89 гидролизованный полиакрилонитрил является продуктом омыления водной суспензии полиакрилонитрила гидроокисью натрия.

Полиакриламид марки АК 639 - порошок с размером частиц 0,1-5 мм. Выпускается в соответствии с ТУ 6-02-00209912-59-2003.

Портландцемент тампонажный (ПЦТ) по ГОСТ 1581-96.

Сущность изобретения заключается в следующем. Через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают 3-10%-ный раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01-0,05%-ном растворе, буфер, 10% раствор гидролизованного полиакрилонитрила, буфер, 20-27%-ный водный раствор алюмохлорида, буфер, цементную суспензию. В качестве буферной жидкости используется нефть или пресная вода в объеме 0,2-0,3 м³. Закачивание буфера производится для разделения закачиваемых компонентов во избежание структурирования в процессе закачивания. Раствор алюмохлорида 20-27% закачивают из расчета 2-4 м³ на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Оптимальное количество водного 20-27%-ного раствора алюмохлорида выявлено по результатам лабораторных испытаний. Далее продавливают водой в объект изоляции и производят подъем НКТ на безопасную зону. Затем скважину закрывают на время, необходимое для реагирования. При закачивании в карбонатные породы 3-10%-ного раствора алюмохлорида в полиакриламидном 0,01-0,05% растворе в порах пласта образуется устойчивый прочный гель. Гидроизолирующие свойства геля, полученного посредством 3-10%-ного алюмохлорида в полиакриламидном 0,01-0,05%-ном растворе, в 2 раза выше по сравнению с гелем, полученным посредством водного 3-10% раствора алюмохлорида (табл.1). Последующее закачивание 10%-ного гидролизованного полиакрилонитрила позволяет дополнительно армировать образующийся гель, так как происходит структурирование (отверждение) его при взаимодействии гидролизованного полиакрилонитрила с алюмохлоридом. Закачиваемый 20-27%-ный водный раствор алюмохлорида выступает в роли реагента для интенсификации притока нефти в карбонатных пластах, при гидролизе которого происходит выделение свободной соляной кислоты, которая при взаимодействии с карбонатной составляющей породы улучшает коллекторские свойства пласта.

Эффективность предлагаемого способа определяли в лабораторных условиях.

Пример 1 (см. табл.1). Исследование гидроизолирующих свойств рекомендуемого состава для алюмохлорида в полиакриламидном растворе проводили на насыпной трубчатой модели длиной 25 см, диаметром 2,7 см, заполненной молотым известняком фракции 0,15-0,27 мм. Первоначально определяли исходную проницаемость модели по известной формуле Дарси, далее через модель прокачивали 3%-ный раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01%-ном водном растворе. Количество всей закачанной жидкости равно поровому объему модели пласта. Модель оставляли на 24 ч с целью гелеобразования. После этого определяли проницаемость закачкой воды и вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой результативности изоляционных работ (см. табл.1).

Примеры 2-7 (см. табл.1) производят аналогично примеру 1.

Приведенные в табл.1 результаты лабораторных исследований показывают, что коэффициент изоляции по предлагаемому составу составляет 92-98% против 39-88% по известному способу.

Таблица 1
№ п/п	Водный раствор алюмохлорида в полиакриламидном растворе	Коэффициент изоляции, %
концентрация алюмохлорида, %	концентрация полиакриламида, %
1	3	0,01	95,0
2	5	0,05	98,0
3	8	0,03	98,0
4	10	0,01	92,0
5	12	0,01	92,0
6	3	0,005	80,0
7	3	0,06	98,0
Известный состав
8	3	-	53,0
9	10	-	39,0
10	5	-	88,0

При использовании в предлагаемом способе раствора полиакриламида с концентрацией менее 0,01% приводит к ухудшению изоляционных свойств 3-10%-ного раствора алюмохлорида. Использование раствора полиакриламида с концентрацией более 0,05% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.

Основные результаты, полученные при испытании предлагаемого и известного способов с указанием объемов рабочих растворов, представлены в табл.2.

Пример 1 (см. табл.2). Исследование гидроизолирующих свойств рекомендуемого способа проводили на трубчатых моделях длиной 25 см, диаметром 2,7 см, заполненных молотым известняком фракции. Готовили две модели. Первую модель набивали молотым известняком фракции 0,2-0,25 мм и насыщали водой, а вторую модель набивали молотым известняком фракции 0,10-0,15 мм и насыщали девонской товарной нефтью.

Первая модель имитировала водонасыщенную часть пласта, а вторая модель имитировала нефтенасыщенную часть пласта. Первоначально определяли исходную проницаемость моделей по известной формуле Дарси, далее модели соединяли между собой капилляром с общим отводом.

Затем закачивали последовательно 3%-ный раствор алюмохлорида в полиакриламидном 0,01%-ном растворе, 10%-ный водный раствор гидролизованного полиакрилонитрила, 20%-ный водный раствор алюмохлорида, цементную суспензию при водоцементном отношении, равном 0,5. После часовой выдержки цемент вымывали 5-10 л пресной воды. Далее модель оставляли на 24 ч. После этого определяли проницаемость моделей закачкой воды и вычисляли коэффициент изоляции для водонасыщенной модели пласта. С целью определения продолжительности эффекта часть моделей выдерживали в пластовой воде и только после этого, закачивая воду, определяли коэффициент изоляции. В процессе исследований было проведено большое количество опытов, усредненные результаты которых представлены в табл.2.

Примеры 2-11 (см. табл.2) аналогичны примеру 1.

Проведенные лабораторные исследования показывают, что закупоривающий эффект (коэффициент изоляции) для водонасыщенной модели пласта по предлагаемому способу составляет 100% против 78-99% по известному способу. Кроме того, для прототипа через 6 месяцев хранения в пластовой воде коэффициент изоляции водонасыщенной модели пласта уменьшается на 21-29,5%, тогда как для предлагаемого способа через 6 месяцев хранения в пластовой воде коэффициент изоляции водонасыщенной модели пласта уменьшается только на 2-6%. Это позволит увеличить период эффективной работы скважины и, как следствие, сократить материальные затраты.

Проницаемость нефтенасыщенной модели по нефти предлагаемого способа в 2 раза больше по сравнению с проницаемостью нефтенасыщенной модели по нефти известного способа. Следовательно, закачивание 20-27%-ного раствора алюмохлорида из расчета 2-4 м на 1 м толщины обрабатываемого пласта способствует лучшей интенсификации притока нефти. При закачивании 20-27%-ного раствора алюмохлорида из расчета менее 2 м³ на метр толщины обрабатываемого пласта может быть недостаточно для интенсификации притока нефти (Пример 10, табл.2). При закачивании 20-27%-ного раствора алюмохлорида из расчета более 4 м³ на 1 м толщины обрабатываемого пласта не влияет на эффективность способа, поэтому нецелесообразно из-за роста затрат на используемый реагент (Пример 11, табл.2).

Граничные значения оптимального содержания реагентов в предлагаемом способе были выбраны исходя из результатов лабораторных испытаний.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции вод в карбонатных пластах за счет увеличения устойчивости, прочности геля при одновременном обеспечении длительности эффекта изоляции и интенсификации притока нефти.

Способ изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах, включающий последовательную закачку 3-10%-ного раствора алюмохлорида, 20-27%-ного водного раствора алюмохлорида и цементной суспензии, отличающийся тем, что 3-10%-ный раствор алюмохлорида используют в 0,01-0,05%-ном водном растворе полиакриламида, а перед закачкой водного 20-27%-ного раствора алюмохлорида, который закачивают из расчета не менее 2-4 м³ на метр толщины обрабатываемого пласта, закачивают 10%-ный раствор гидролизованного полиакрилонитрила.