Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 2,0-18,0, соляная кислота 2,0-18,0, карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:1-2:1 0,25-7,0, вода остальное. Технический результат - получение состава, который можно использовать как для изоляции водопритоков, так и для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Известен способ ограничения водопритоков в скважину путем закачки смеси 1-3%-ного раствора соляной кислоты с 1-5%-ным раствором силиката натрия (см. Патент РФ №2160832, МКИ Е21В 43/32, публ. 2000 г.).

Недостатком известного способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с низкими структурно-механическими свойствами образующегося в пласте геля.

Известен способ изоляции водопритоков в скважину, включающий предварительную очистку призабойной зоны скважины и закачку водоизолирующего состава - смеси водных растворов силиката натрия и соляной кислоты с добавкой древесной муки в количестве 0,1-2,0%, предварительно обработанной щелочным раствором (см. Патент РФ №2158350, МКИ Е21В 33/138, публ. 2000 г.).

Известный способ недостаточно технологичен из-за необходимости проведения нескольких операций по обработке скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки обводненной залежи жидких или газообразных углеводородов, включающий закачку через эксплуатационные или нагнетательные скважины в обводненные интервалы изоляционной композиции, состоящей из водных растворов силиката натрия и соляной кислоты (см. Патент РФ №2201500, МКИ Е21В 43/22, публ. 2003 г.).

Данный способ основан на совместно-раздельной закачке используемых реагентов, в результате чего не обеспечивается достаточного перемешивания компонентов состава в объеме, что приводит к невозможности регулирования времени гелеобразования, а отсутствие наполнителя делает невозможным использование способа в высокопроницаемых и трещиноватых пластах.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание состава с заданными свойствами для изоляции обводненных нефтянных коллекторов с различной проницаемостью.

Поставленная задача решается так, что состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту, воду, дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 соответственно, при следующем содержании компонентов, мас.%:

силикат натрия	2,0-18,0
соляная кислота	2,0-18,0
карбосил или фосфогипс,
или смесь фосфогипса
и древесной муки	0,25-7,0
вода	остальное

Для приготовления состава используют:

- силикат натрия по ГОСТ 13078-81 с изменениями №1 и №2;

- соляную кислоту по ТУ 2122-131-05807960-97 или ТУ 2122-205-00203312-2000 или ТУ 2458-017-12966038-2002 или ТУ 2458-264-05765670-99;

- древесную муку по ГОСТ 16361-87 марок Т или 180;

- фосфогипс, являющийся отходом производства фосфорной кислоты, по ТУ 2192-93-0200-00203683-95 с изменением №1.

Карбосил представляет собой тонкодисперсный порошок природного материала шунгит, состоящий из кристаллических частиц силикатов, равномерно распределенных в аморфной углеродной матрице. Карбосил используют по ТУ 2169-160-1098286-2003.

Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В результате смешения компонентов образуется гель кремневой кислоты. Добавка в состав наполнителя приводит к лучшему структурированию геля. Предварительное приготовление состава с использованием компонентов в заявленных количествах позволяет регулировать время гелеобразования в пластовых условиях и использовать состав как для низкопроницаемых, так и для высокопроницаемых коллекторов.

Обработку нефтяного коллектора осуществляют следующим образом.

На устье скважины доставляют расчетное количество реагентов: соляную кислоту и жидкое стекло в автоцистернах, наполнитель в мешках. В емкости смешения объемом 3-10 м³ готовят состав путем перемешивания. Из емкости смешения готовый состав с помощью насосного агрегата закачивают в скважину и продавливают в пласт водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, и плюс 10 м³.

Закачку состава осуществляют до тех пор, пока в скважину не будет закачен расчетный объем, составляющий от 0.5 м³ до 5 м³ состава на 1 метр эффективной перфорации или до снижения приемистости скважины более чем на 20-50% от начальной приемистости скважины.

В зависимости от типа коллектора выбирают вид наполнителя. Для коллекторов порового типа с проницаемостью от 0,05 до 1,3 мкм² выбирают карбосил, для коллекторов с проницаемостью от 0,9 мкм² и выше выбирают фосфогипс, а для трещиноватых коллекторов с проницаемостью от 0,9 мкм² выбирают смесь фосфогипса и древесной муки.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый результат, а именно создать экологически чистый и дешевый состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры определения эффективности заявленного изобретения.

Исследования проводили в лабораторных условиях на моделях нефтяного коллектора. Модель представляет собой металлическую трубку длиной 1 м и диаметром 0,033 м, заполненную дезинтегрированным кварцевым песком с содержанием 10% СаСО₃. Кварцевый песок, которым набивают модель, выбирают так, чтобы смоделировать пласты с разной неоднородностью по проницаемости.

Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью и проводят вытеснение нефти водой практически до полной обводненности продукции из модели. Затем в модель пласта вводят заявленный состав, продавливают пластовой водой, оставляют на реагирование в течение 24 часов и определяют давление срыва и конечную проницаемость.

Пример 1 (заявляемый состав).

В модель закачивают состав, приготовленный путем смешения 2.0 г силиката натрия, 2,0 г соляной кислоты, 0,25 г карбосила и 95,75 г воды в количестве 0,5 объема пор модели. Проницаемость модели уменьшилась в 11 раз, а давление срыва составляет 17 атм/м (см. таблицу, пример 1).

Примеры 2-14 проводят аналогично примеру 1, закачивая состав, приготовленный из заявляемых количеств реагентов и используя различные виды наполнителей.

Пример 15 (известный состав).

В модель закачивают композицию, состоящую из 5,0 г силиката натрия, 5,0 г соляной кислоты и 90,0 г воды в количестве 0,5 объема пор модели. Проницаемость модели уменьшилась в 3,2 раза, а давление срыва составляет 1 атм/м (см. таблицу, пример 15).

Как видно из данных таблицы, подбор концентраций используемых реагентов и вида наполнителя позволяет использовать заявляемый состав как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и для изоляции водопритока в добывающих скважинах в коллекторах разного типа.

Таблица.
№ п/п	Содержание компонентов состава, мас.%	Характеристики модели	Результаты испытаний на модели
	Силикат натрия	Соляная кислота	Наполнитель	Вода	Пористость, %	Объем пор модели, см3	Объем закачиваемого состава, доли Vпор	Начальная проницаемость kнач. мД	Конечная проницаемость kкон. мД	Изменение проницаемости модели kнач/kкон, раз.	Давление прорыва модели, атм/метр
Наполнитель - карбосил
1	2,0	2,0	0,25	95,75	26,7	73,1	0,5	995	87	11	17
2	2,0	2,0	7,0	89,0	27,2	74,5	0,5	1260	102	12	15
3	5,8	5,8	1,3	87,1	27,5	75,29	0,5	1038	19	55	31
4	18,0	18,0	0,25	63,75	26,9	73,3	0,5	1123	17	66	63
Наполнитель - фосфогипс
5	2,0	2,0	0,25	95,75	26,4	72,3	0,5	905	81	11	26
б	2,0	2,0	7,0	89,0	26,3	72,1	0,5	874	41	21	33
7	18,0	18,0	0,25	63,75	28,4	77,9	0,5	3630	36	104	65
8	5,8	5,8	0,25	88,15	27,3	74,8	0,5	931	21	44	46
9	5,8	5,8	7,0	81,4	27,2	75,3	0,5	2983	25	119	72
Наполнитель - смесь фосфогипса и древесной муки в соотношении 1:2
10	2,0	2,0	0,25	95,75	27,0	73,4	0,5	993	192	5	3
11	18,0	18,0	7,0	57,0	26,7	73,2	0,5	1010	103	10	9
12	5,8	5,8	7,0	81,4	27,2	74,5	0,5	1948	116	17	6
Наполнитель - смесь фосфогипса и древесной муки в соотношении 2:1
13	2,0	2,0	0,25	95,75	28,6	77,1	0,5	2011	31	65	59
14	5,8	5,8	7,0	81,4	27,0	73,4	0,5	1876	21	89	67
Прототип
15	5,0	5,0	-	90,0	26,9	73,3	0,5	1500	480	3,2	1,0

Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

силикат натрия	2,0-18,0
соляная кислота	2,0-18,0
указанный наполнитель	0,25-7,0
вода	остальное