Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта добывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение эффективности изоляции за счет образования изолирующего экрана в ближайшей зоне ствола скважины, а также удаленной части пласта с обеспечением сохранения продуктивности нефтенасыщенных интервалов от изолирующих составов. Сущность изобретения: способ включает закачку в пласты изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава, образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. Закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав, имеющий время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и образующий закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси в течение 10-12 ч. После воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритока, зоны поглощения и отключении пласта добывающих и нагнетательных скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий раздельную закачку компонентов гелеобразующего состава, закачку проталкивающего агента, не смешивающегося с компонентами гелеобразующегося состава, отбор проталкивающего агента со скоростью, меньшей скорости его закачки, и его повторную закачку (патент РФ N 2096584, кл E 21 B 33/138, опублик. 1997 г.).

Известный способ малоэффективен при изоляции водопритока или отключении пластов в перфорированных скважинах, т. к. не обеспечивает воздействие на изолируемую зону и формирование экрана непосредственно в области изолируемого пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины, согласно которому в зоне обработки скважины располагают генератор газов, инициируют его, образуя смешением полученной в результате инициирования генератора газовой среды и изолирующего компонента термодиффузионную изолирующую смесь, которую внедряют в зону изоляции давлением газовой среды. В качестве рабочего агента генератора газов используют пороховой заряд, в состав которого входит и изолирующий компонент. Перед воздействием на пласт термодиффузионной изолирующей смеси в пласты закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав на глубину, превышающую глубину воздействия термодиффузионной изолирующей смеси (патент РФ N 2147331, кл. E 21 B 33/13, опублик. 2000 г. - прототип).

Известный способ характеризуется незначительным радиусом создаваемого экрана, способ не предусматривает глубокое тампонирование пласта, а исключительно только в зоне, необходимой для изоляции, что снижает продолжительность эффекта изоляции и предопределяет возможность снижения продуктивности интервалов нефтенасыщенной части пласта.

В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции за счет обеспечения образования изолирующего экрана в ближней зоне ствола скважины (зоне изоляции) обрабатываемого интервала, а также удаленной части пласта этого интервала с обеспечением сохранения продуктивности нефтенасыщенных интервалов от изолирующих составов.

Задача решается тем, что в способе изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины, включающем закачку в пласты изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава, образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды, согласно изобретению, закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав, имеющий время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и быстро образующий закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси, а после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.

Признаками изобретения являются: 1. образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси; 2. последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды; 3. закачка изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава; 4. то же, имеющего время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и быстро образующего закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси; 5. удаление изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью; 6. то же после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 6 являются существенными отличительными признаками.

Сущность изобретения При разработке нефтяной залежи происходит постепенное обводнение добываемой продукции за счет прохождения воды, в основном, по высокопроницаемым пластам. В этом случае осуществляется ограничение продуктивности или отключение высокопроницаемых пластов. В добывающих скважинах проводят работы по изоляции водопритоков и отключению обводненных пластов. В нагнетательных скважинах проводят работы по изоляции зон поглощения и отключению обводненных пластов. Глубину изоляции выбирают исходя из геологических параметров пластов и технологических условий эксплуатации (депрессия на пласт для добывающих скважин, репрессия для нагнетательных).

Однако эффективность этих работ невысока. В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции за счет обеспечения образования изолирующего экрана в ближней зоне ствола скважины (зоне изоляции) обрабатываемого интервала, а также удаленной части пласта этого интервала с обеспечением сохранения продуктивности нефтенасыщенных интервалов от изолирующих составов. Задача решается следующей совокупностью операций.

При изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта в скважину, заполненную скважинной средой, спускают насосно-компрессорные трубы и закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Минимальное время гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава при пластовой температуре складывается из времени, необходимого для его закачки и удаления из зон пласта, времени образования в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующего ее внедрения в изолируемый пласт давлением газовой среды и времени образования закупоривающего материала под действием температуры термодиффузионной изолирующей смеси. В соответствии с этим используют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав с временем гелеобразования при пластовой температуре большим времени, необходимого для его закачки и удаления из зон пласта, плюс времени образования в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующего ее внедрения в изолируемый пласт давлением газовой среды и плюс времени образования закупоривающего материала под действием температуры термодиффузионной изолирующей смеси. Время, необходимое для закачки, плюс время образования в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующего ее внедрения в изолируемый пласт давлением газовой среды и плюс время образования закупоривающего материала под действием температуры термодиффузионной изолирующей смеси можно рассматривать как время, необходимое на операции, предшествующие удалению. Для краткости изложения можно принять за время, необходимое для удаления из зон пласта, время, необходимое на операции, предшествующие удалению, и плюс само удаление. Удаление изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, проводят дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.

Закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Состав имеет время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта. Так, время гелеобразования при пластовой температуре 65^oC для состава на основе силиката натрия с хлористым аммонием в качестве отвердителя составляет 2 сут, а для его удаления из зон пласта необходимо 1,0 - 1,5 сут. В то же время состав быстро образует закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси. Так, тот же состав на основе силиката натрия с хлористым аммонием в качестве отвердителя образует гель под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси за 10 - 12 час. Температура термодиффузионной изолирующей смеси составляет порядка 300^oC, под действием этой температуры пласты прогреваются до 100-120^oC.

Затем поднимают насосно-компрессорные трубы и в скважину спускают генератор газа и устанавливают против пласта (интервалов пласта), подлежащего изоляции. Производят образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. В качестве термодиффузионной изолирующей смеси, как и в прототипе, используют смесь газовой среды с металлообразующим материалом, или с минеральным материалом, или со смолополимерным материалом. Удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов в добывающих скважинах или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью в нагнетательных скважинах. Дренирование пластов в добывающих скважинах выполняют насосным способом либо компрессованием. Учитывая, что время гелеобразования состава больше времени, необходимого для его удаления из зон, не подверженных воздействию газогенератора, этот состав удаляется из зон, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью.

В качестве изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава используют силикатные материалы на основе силиката натрия или калия (жидкого стекла) или водорастворимых полимеров типа полиакриламида и т. п.

Примеры конкретного осуществления способа Пример 1. Выполняют изоляцию водопритоков и отключение обводненных пластов нефтедобывающей скважины. Интервалы перфорации продуктивных пластов расположены на глубине 1869 - 1871 и 1874 - 1881 м. Изолируемый пласт расположен на глубине 1869 - 1871 м. Обводненность нефти составляет 99,1%. Пластовая температура 65^oC.

В скважину, заполненную жидкостью глушения - подтоварной водой, спускают насосно-компрессорные трубы и закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в объеме 9 ³ в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Состав включает, мас.%: жидкое стекло - 12,5 (на сухое), хлористый аммоний - 0,64, вода - остальное.

Состав имеет время гелеобразования при пластовой температуре 2 сут. Время, необходимое для его удаления из зон пласта насосным способом, составляет 1 сут. Состав образует закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси за 10-12 час. Температура в пласте, развиваемая под действием термодиффузионной изолирующей смеси, составляет 100 - 120^oC.

Поднимают насосно-компрессорные трубы и в скважину спускают генератор газа и устанавливают против пласта, подлежащего изоляции на глубине 1869 - 1871 м. Организуют горение и образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в течение 12 час. Удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов насосным способом. Состав удаляется из необработанных зон.

В результате создают надежную изоляцию обводненного пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных пластов. Обводненность нефти снизилась до 50%.

Пример 2. Выполняют изоляцию зон поглощения и отключение обводненных пластов нагнетательной скважины. Обрабатываемые интервалы расположены на глубине 1816 - 1821 и 1831 - 1835 м. Изолируемый пласт расположен на глубине 1816 - 1821 м. Этот пласт принимает 1150 м³/сут рабочего агента - пластовой воды. Пласт на глубине 1831 - 1835 м не принимает. Обводненность нефти на участке разработки составляет 99%. Пластовая температура 65^oC.

В скважину, заполненную пластовой водой, спускают насосно-компрессорные трубы и закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав в объеме 18 м³ в прискважинную зону пласта по всей толщине перфорированной продуктивной толщи. Состав включает, мас.%: полиакриламид - 0,5, лигносульфонат щелочных металлов - 0,9, бихромат калия - 0,3, вода - остальное.

Состав имеет время гелеобразования при пластовой температуре 2 сут. Время, необходимое для его удаления из зон пласта продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью, составляет 1 сут. Состав образует закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси за 10 - 12 ч. Температура в пласте, развиваемая под действием термодиффузионной изолирующей смеси, составляет 100 - 120^oC.

Поднимают насосно-компрессорные трубы и в скважину спускают генератор газа и устанавливают против пласта, подлежащего изоляции на глубине 1816 - 1821 м. Организуют горение и образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в течение 12 час. Удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью - пластовой водой. Состав удаляется из необработанных зон. Приемистость скважины после проведения операций составляет 400 м³/сут.

В результате создают надежную изоляцию обводненного пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных пластов. Через 3 мес. обводненность нефти в ближайших добывающих скважинах снизилась до 90%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляции.

Формула изобретения

Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины, включающий закачку в пласты изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава, образование в зоне изоляции пласта термодиффузионной изолирующей смеси и последующее ее внедрение в изолируемый пласт давлением газовой среды, отличающийся тем, что закачивают изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав, имеющий время гелеобразования при пластовой температуре, большее времени, необходимого для его удаления из зон пласта, и образующий закупоривающий материал под воздействием температуры термодиффузионной изолирующей смеси в течении 10-12 ч, а после воздействия термодиффузионной изолирующей смеси и гелеобразования изолирующего гелеобразующего тампонирующего состава в зонах воздействия термодиффузионной изолирующей смеси удаляют изолирующий гелеобразующий тампонирующий состав из зон пласта, не обработанных термодиффузионной изолирующей смесью, дренированием пластов или продавкой в глубь пласта нагнетаемой жидкостью.