Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработок нефтяных месторождений. Целью изобретения является снижение затрат на проведение технологических операций по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин и повышение их эффективности. Поставленная цель достигается тем, что выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин основано на закупоривании высокопоглощающих интервалов пласта путем закачки гелеобразующих реагентов, в качестве которых используются этиловый эфир ортокремневой кислоты, соляная кислота и гликоль в следующих соотношениях: этиловый эфир ортокремневой кислоты - 75%(об) гликоль 15 - 20%, соляная кислота 10 - 8%. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных месторождений.

Известен способ выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин путем нагнетания воздуха [1].

Недостатком известного способа является возможность его применения только в условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического.

Известен также способ предотвращения прорыва воды в более проницаемые пропластки с использованием водорастворимого эфира целлюлозы и водорастворимых соединений поливалентного металла [2].

Однако данный способ требует больших затрат.

Наиболее близким к предлагаемому решению по технической сущности является способ, основанный на закачке полимера (метилцеллюлозы) в смеси с минерализованной водой [3].

Недостатком данного способа является его низкая эффективность.

Целью изобретения является снижение затрат на проведение технологической операции и повышение его эффективности.

Поставленная цель достигается тем, что выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин основано на закупоривании высокопоглощающих интервалов пласта путем закачки гелеобразующих реагентов, в качестве которых используют этиловый эфир ортокремневой кислоты, гликоль и соляную кислоту в объемном содержании, %: этиловый эфир ортокремневой кислоты - 75 гликоль - 15 - 20 соляная кислота - 8 - 10 Продуктивные пласты большинства нефтяных месторождений представлены породами неоднородной проницаемости, как по простиранию, так и по толщине пласта. В связи с этим встречаются большие затруднения при их разработке, особенно с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт: происходит неравномерное стягивание контуров нефтеносности по отдельным пропласткам залежи. В результате этого значительное количество нефти навсегда остается невытесненной из отдельных "целиков" пласта.

Для равномерного вытеснения нефти из продуктивного пласта необходима регулировка закачки воды по всей его толщине, т.е. регулировка профиля приемистости: Одним из направлений снижения приемистости высокопоглощающих интервалов является их закупоривание закачкой гелеобразующих реагентов, в частности этилового эфира ортокремневой кислоты, гликоля и соляной кислоты. Это основано на способности кремнийорганических соединений, к которым относятся этиловые эфиры ортокремневой кислоты, вступать с водой в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием неплавких и нерастворимых полимеров. В качестве этиловых эфиров могут быть использованы этилсиликат - 40, этилсиликат-32, этилсиликат-конденсат, тетраэтилсиликат и др.

В качестве гликоля могут быть использованы этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, полигликоль. Гликоли предназначены для удаления влаги со стенок насосного оборудования и насосно-компрессорных труб во избежание преждевременного гелеобразования в процессе доставки смеси в пласт.

Добавка соляной кислоты необходима для регулирования времени гелеобразования. Соотношение гликоля и соляной кислоты может варьировать в пределах от 1,5 : 1 до 2 : 1 при сохранении суммарной доли их в предполагаемом составе (25%). Изменением доли соляной кислоты регулируется время гелеобразования: при повышении - время гелеобразования уменьшается и наоборот.

Технология приготовления состава следующая расчетные объемы соляной кислоты и гликоля смешивают в емкости, а затем в течение 7 - 10 мин перемешивают путем циркуляции насосом "на себя".

Затем начинают непрерывную подачу раствора соляной кислоты в гликоле в поток циркулирующего по кругу этилового эфира ортокремневой кислоты. После завершения подачи кислотного раствора в гликоле в поток этилового эфира ортокремневой кислоты продолжают перемешивание смеси еще в течение 20 минут. После этого состав готов к употреблению.

Готовый раствор закачивают по насосно-компрессорным трубам в скважину и производят его задавку в пласт. Для этой цели применяется вода, используемая для нагнетания в пласт.

После завершения продавки состава в пласт производят обратную промывку скважины водой не менее 1,5 объемов насосно-компрессорных труб. После промывки скважину закрывают на 24 часа для отверждения смеси.

Время гелеобразования состава приводится в нижеследующей таблице: Широкий диапазон времени гелеобразования позволяет спланировать и осуществить операцию по закачке гелеобразующего состава в зависимости от глубины скважины, толщины пласта и объема закачиваемой смеси.

По завершении работ скважину пускают под нагнетание. После выхода ее на режим работы снимают кривую приемистости.

При некотором снижении приемистости скважины проводят ее обработку 3 - 5% раствором плавиковой кислоты.

Формула изобретения

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, основанный на закупоривании высокопоглощающих интервалов пласта путем закачки гелеобразующих реагентов, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующих реагентов используют этиловый эфир ортокремневой кислоты, гликоль и соляную кислоту в объемном содержании, Этиловый эфир ортокремневой кислоты 75
Гликоль 15 20
Соляная кислота 8 10у

РИСУНКИ

Рисунок 1