Способ блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов
Владельцы патента RU 2244821:
Открытое акционерное общество "Татнефть" (ОАО "Татнефть") (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. В способе блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов, включающем закачку в жидкости-носителе – безводной смеси нефтепродуктов, содержащей безводную нефть, порошкообразных водорастворимого полимера и сшивателя в количестве 0,05-0,2 % на массу жидкости-носителя или 30-100 % на массу порошкообразного водорастворимого полимера, в качестве указанной смеси используют смесь безводной нефти и светлых нефтепродуктов отработанных в соотношении 0,1:9,9 - 9,9:0,1, а в качестве сшивателя - сухой ацетат магния, кальция, бария, алюминия, железа, марганца, хрома или их смеси. Технический результат – повышение эффективности блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов за счет увеличения устойчивости и прочности водоизоляционного экрана, а также расширение ассортимента химических реагентов, используемых в качестве сшивателей водорастворимых полимеров и жидкостей-носителей. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины (а.с. 1421849 СССР, МКИ 4 Е 21 В 33/138, 1988), в котором в качестве сшивателя гипана используется водный раствор хлорида алюминия. Недостатком данного способа является высокая концентрация хлорида алюминия (30%), что существенно удорожает стоимость скважинообработки.
Известен способ изоляции водопритока в скважину (пат. 1797644 СССР, МКИ 5 Е 21 В 33/138, 1993). Способ предусматривает закачку водорастворимого полимера и глинистого компонента в порошкообразном состоянии в жидкости-носителе, в качестве которой используют нефть. Недостатком данного способа является то, что глина - малоэффективный сшиватель для образования трехмерной структуры гелеобразного полиакриламида (ПАА) за счет адсорбции подвижных частей набухшего полимера. Процесс адсорбции обратим и при определенных условиях будет преобладать обратный процесс - десорбция, что приведет к нарушению изоляционного экрана.
Наиболее близок к предлагаемому способ блокирования высокопроницаемых пластов (пат. 2176309 РФ, МПК 7 Е 21 В 33/138, 43/32, 1999). Данный способ блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов включает закачку в безводной смеси нефтепродуктов - жидкости-носителе порошкообразных водорастворимого полимера и сшивателя, при этом в качестве указанной безводной смеси нефтепродуктов используют смесь безводной нефти и легкой смолы пиролиза в объемном соотношении 9:1-1:9, а в качестве сшивателя - добавку сухих хлоридов магния, кальция, бария, алюминия, меди, железа или их смеси в количестве 0,05-0,2% на массу жидкости-носителя или 30-100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов, включающем закачку в жидкости-носителе - безводной смеси нефтепродуктов, содержащей безводную нефть, порошкообразных водорастворимого полимера и сшивателя в количестве 0,05-0,2% на массу жидкости-носителя или 30-100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера, в качестве указанной смеси используют смесь безводной нефти и светлых нефтепродуктов отработанных в соотношении 0,1:9,9-9,9:0,1, а в качестве сшивателя - сухой ацетат магния, кальция, бария, алюминия, железа, марганца, хрома или их смеси.
Эффективность предлагаемого способа блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов проверялась в лабораторных условиях на линейных моделях пласта с искусственной трещиной. Линейную модель пласта заполняли фракцией кварцевого песка (0,05-0,2 мм). Далее модель вакуумировали, насыщали пластовой водой, насыщали безводной нефтью, вытесняли нефть технической водой до полного вытеснения нефти (моделировали полностью промытые зоны).
В промытую модель закачивали блокирующий состав, содержащий в безводной жидкости-носителе порошкообразный водорастворимый полимер и сухие ацетаты металлов, в количестве 20% от объема пор модели. Осуществляли выдержку 24 ч, а далее возобновляли прокачку технической воды. За критерий оценки эффективности предлагаемого способа взят закупоривающий эффект (η) или степень изоляции, который определяют на основе данных, полученных при испытаниях, расчетным путем по формуле
где К0 - коэффициент проницаемости модели пласта до закачки блокирующего состава, мкм2; К - коэффициент проницаемости модели пласта после закачки блокирующего состава, мкм.
Результаты опытов приведены в таблице.
Таким образом, оптимальным количеством сульфатов металлов можно считать 0,05-0,2% на массу жидкости-носителя или 30-100% на массу порошкообразного водорастворимого полимера.
Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с известными способами увеличение устойчивости и прочности водоизоляционного экрана, что существенно повышает эффективность блокирования водопроницаемых пород и, как следствие, обеспечивает более длительный межремонтный пробег скважины. Кроме того, предлагаемый способ расширяет ассортимент порошкообразных сшивателей водорастворимых полимеров и жидкостей-носителей.
| Таблица | |||
| № опыта | Добавка ацетатов металлов на массу жидкости-носителя, % | Добавка водорастворимого полимера на массу жидкости-носителя, % | Закупоривающий эффект, % |
| 1 | - | 0,1 | 53,2 |
| 2 | 0,01 | 0,1 | 62,1 |
| 3 | 0,05 | 0,1 | 70,4 |
| 4 | 0,10 | 0,1 | 75,3 |
| 5 | 0,15 | 0,1 | 80,7 |
| 6 | 0,20 | 0,1 | 83,5 |
| 7 | 0,25 | 0,1 | 87,2 |
| 8 | 0,01 | 0,2 | 73,4 |
| 9 | 0,05 | 0,2 | 78,3 |
| 10 | 0,10 | 0,2 | 80,2 |
| 11 | 0,15 | 0,2 | 85,7 |
| 12 | 0,20 | 0,2 | 93,9 |
| 13 | 0,25 | 0,2 | 94,0 |
| Примечание: в качестве ацетата использован Сr(СН3СОО)3; аналогичные результаты получены с использованием ацетата магния, ацетата кальция, ацетата бария, ацетата алюминия, ацетата железа, ацетата марганца или их смесей; в качестве жидкости-носителя использовали смесь безводной девонской нефти и светлые нефтепродукты отработанные в соотношении 1:1 (другие соотношения дают аналогичные результаты). |
Источники информации
1. А.с. 1421849 СССР, МКИ 4 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины / Р.Р.Кадыров, Г.И.Губеева, И.С.Куниевская и др. (СССР). - №4109751/22-03; Заявлено 25.08.86; Опубл. 07.09.88. Бюл. №33.
2. Пат. 1797644 СССР, МКИ 5 Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока в скважину / Н.В.Лакомкин, М.Х.Салимов (СССР). - №4915996/03; Заявлено 05.03.91; Опубл. 23.02.93. Бюл. №7.
3. Пат. 2176309 РФ, МПК 7 Е 21 В 33/138, 43/32. Способ блокирования высокопроницаемых пластов / М.И.Старшов, Г.Ф.Кандаурова, Н.Н.Ситников и др. (РФ). - №99124518/03; Заявлено 23.11.1999; Опубл. 27.11.2001. Бюл. №33.
Способ блокирования высокопроницаемых обводнившихся нефтяных пластов, включающий закачку в жидкости-носителе – безводной смеси нефтепродуктов, содержащей безводную нефть, порошкообразных водорастворимого полимера и сшивателя в количестве 0,05-0,2 % на массу жидкости-носителя или 30-100 % на массу порошкообразного водорастворимого полимера, отличающийся тем, что в качестве указанной смеси используют смесь безводной нефти и светлых нефтепродуктов, отработанных в соотношении 0,1:9,9 - 9,9:0,1, а в качестве сшивателя - сухой ацетат магния, кальция, бария, алюминия, железа, марганца, хрома или их смеси.
