Способ ограничения водопритока в нефтяные скважины

 

Способ относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности изоляционных работ за счет ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. В способе ограничения водопритока в нефтяные скважины, включающем закачку в пласт гидрофобизатора, эмульсии промежуточного слоя процесса подготовки нефти и дисперсной среды, в указанную эмульсию предварительно вводят гидрофобизатор и дисперсную среду в соотношении 1 : 0,001 : 0,005 соответственно. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, заключающийся в последовательной закачке отхода промысловой подготовки нефти и осадкообразующего состава (патент РФ N 2010948, E 21 B 33/138, 15.04.1994).

Наиболее близким аналогом является способ ограничения водопритока в нефтяные скважины, включающий закачку в пласт гидрофобизатора и затем эмульсии промежуточного слоя процесса подготовки нефти с резиновой крошкой в соотношении 6-10:1 (Патент РФ N 2064569, E 21 B 43/32, 27.07.1996).

Недостатком известных способов является то, что возникают большие трудности осуществления технологического процесса.

Задачей изобретения является повышение эффективности работ за счет ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе ограничения водопритока в нефтяные скважины, включающем закачку в пласт гидрофобизатора, эмульсии промежуточного слоя процесса подготовки нефти и дисперсной среды, в указанную эмульсию предварительно вводят гидрофобизатор и дисперсную среду в соотношении 1:0,001:0,005 соответственно.

Эмульсия промежуточного слоя процесса подготовки нефти - ЭПС является обратной эмульсией с нефтяной внешней оболочкой. В зависимости от уровня отбора промежуточного слоя содержание нефти в ЭПС составляет от 20 до 40% и воды соответственно 60-80%. Нефтяная фаза ЭПС содержит повышенное количество силикогелевых смол - 12-15%, асфальтенов - 1-2% и парафинов - 3-4%, способствующих структурированию эмульсии и ее стабильности.

В качестве гидрофобизатора используют водорастворимые гидрофобизаторы, например, гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10, а в качестве дисперсной среды, например, тальк.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Для улучшения реологических свойств ЭПС с целью облегчения технологического процесса и расширения области применения ЭПС для пластов с проницаемостью 100 - 500 мД и более в нее предварительно вводят гидрофобизатор, который снижает вязкость эмульсии, а для увеличения эффективности изолирующего экрана в высокопроницаемых пластах в нее вводят дисперсную среду, размеры частиц которой соизмеримы с размерами глобул эмульсии. Кроме того, ЭПС обладает тиксотропными свойствами, т.е. способностью в состоянии покоя восстанавливать статическое напряжение сдвига, что обеспечивает дополнительную эффективность изолирующего экрана. Продолжительность эффекта технологии обеспечивается тем, что после разложения эмульсии асфальтосмолопарафиновые вещества адсорбируются на горной породе, уменьшая сечение поровых каналов и одновременно гидрофобизируя коллектор.

Физико-химические свойства эмульсии: вязкость, текучесть и стабильность определялись в лабораторных условиях.

Вязкость эмульсий определяли на вискозиметрической системе Rheomat RM-180. По данным фильтрационно-емкостных характеристик скважины выбирают эмульсию, отвечающую необходимым требованиям.

Для определения стабильности эмульсий пробы термостатировали, поддерживая постоянную температуру 60^oC, близкую к температуре пласта.

Текучесть эмульсии и ее скорость фильтрации через насыпной керн определялась следующим образом. Керн насыщался водой до определенного значения водонасыщенности. Далее создавался перепад давления при помощи вакуумного насоса и определяли время фильтрации эмульсии.

Результаты исследований представлены в таблице.

Результаты лабораторных исследований показывают, что при введении в ЭПС гидрофобизатора вязкость снижается в 1,3-1,8 раза, скорость фильтрации эмульсии через насыпной керн повысилась в 2-4 раза, что облегчает технологический процесс закачки эмульсии в пласт.

Технологический процесс закачки эмульсии в нефтяную скважину заключается в следующем: в емкость с ЭПС добавляют гидрофобизатор и при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 перемешивают в течение 0,5-1 часа. Далее готовую эмульсию из емкости через воронку, куда вводят дисперсную среду агрегатом ЦА-320 по трубопроводу, подают в скважину.

Пример: для закачки в добывающую скважину 20 м³ эмульсии потребуется: ЭПС - 19,88 м³ ГКЖ-10 - 0,02 м³ тальк - 0,1 т Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность изоляционных работ за счет ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и расширить область применения ЭПС для пластов с проницаемостью 100-500 мД и более. Одновременно решается задача утилизации большеобъемных отходов процесса подготовки нефти.

Формула изобретения

Способ ограничения водопритока в нефтяные скважины, включающий закачку в пласт гидрофобизатора, эмульсии промежуточного слоя процесса подготовки нефти и дисперсной среды, отличающийся тем, что в указанную эмульсию предварительно вводят гидрофобизатор и дисперсную среду в соотношении 1 : 0,001 : 0,005 соответственно.

РИСУНКИ

Рисунок 1